Przerobił na wersję pytań z 2003 roku - Szyba [e-mail] Kraków 2003 :)))))

1. Proszę omówić podział i zadania sieci rozdzielczych.

Według rodzaju zasilanych odbiorów:

• miejskie

• terenowe

• przemysłowe

Według napięć znamionowych:

• nN - niskie napięcie - do 1 kV - 0.4 kV (przemysłowe 0.4, 0,5, 0.66 i 1 kV);

• ŚN - średnie napięcie - powyżej 1 kV do 40 kV - 3, 5, 6, 10, 15, 20, 30 i 40 kV;

• WN - wysokie napięcie - od 60 do 130 kV - 60 i 110 kV.

Według budowy:

• napowietrzne - mogą być z przewodami gołymi lub izolowanymi;

• kablowe

Według rodzaju systemu:

• prądu przemiennego

• prądu stałego

Zadania SEE - zapewnienie ciągłej dostawy energii elektrycznej do odbiorców przy zachowaniu odpowiedniej jej jakości t.j. przy znamionowej częstotliwości i znamionowym napięciu. Koszty tego procesu obejmujące: wytwarzanie, przesył i rozdział energii oraz ewentualne kary za niedostarczoną energię lub jej niewłaściwą jakość powinny być minimalne.

2. Proszę omówić układy sieci ŚN i nN.

Układy sieci ŚN.

• sieci miejskie nN - ogólnie są to sieci zamknięte ze względu na niezawodność w zasilaniu; można tu wyróżnić sieć:

• dwukrotnie zasilaną,

• okrężną,

• pierścieniową,

• wielokrotnie zamkniętą,

• kratową otwartą (zabudowa zwarta),

• węzłowa,

• zabudowa osiedlowa nieregularna.

Sieć kratowa otwarta - zabudowa zwarta Zabudowa osiedlowa nieregularna

Oznaczenia: 1 - bezpiecznik, 2 - odłącznik otwarty

Sposoby przyłączania odbiorców

Oznaczenia: 1 - bezpiecznik, 3 - odłącznik zamknięty, 4 - złącze jednowylotowe, 5 - złącze dwuwylotowe, 6 - złącze trójwylotowe z automatyką SZR

• sieci wiejskie nN - są to sieci otwarte charakteryzujące się tym, że zawodność ich jest duża, nie ma rezerwy w czasie awarii.; można tu wyróżnić sieć:

• magistralną,

• promieniową.

• magistralną z odgałęzieniami

Wiejska sieć nN ( magistralna - przyp. red.)

Układy sieci ŚN.

Jeśli chodzi o sieci ŚN to można tu podzielić je na sieci miejskie (magistralne (wrzecionowe) i pętlowe (pierścieniowe)) i sieci terenowe to są to zazwyczaj sieci okrężne z magistralnymi licznymi odgałęzieniami.

a) okrężna ???? b) magistralna ???

a) Układ pierścieniowy; b) Układ magistralny.

3. Proszę omówić metody prognozowania zapotrzebowania mocy i zużycia energii elektrycznej.

Zadaniem prognozowania w elektroenergetyce jest określenie przyszłego zużycia energii elektrycznej oraz zapotrzebowania na moc.

Ze względu na rozpatrywany horyzont czasowy wyróżnia się prognozy:

• krótkoterminowe - kilkugodzinne, dobowe, tygodniowe, roczne;

• średnio terminowe - 1 ÷ 5 lat;

• długo terminowe - powyżej 5 lat.

Dokładność prognozy zależy od jej horyzontu czasowego i przeznaczenia:

Prognozy krótkoterminowe są opracowywane dla potrzeb bieżącej eksploatacji sieci elektroenergetycznych. Wymagana jest możliwie duża dokładność tych prognoz.

Prognozy średnio- i długoterminowe są podstawą do opracowania koncepcji rozwoju sieci rozdzielczych. Ze wzrostem długości horyzontu czasowego prognozy jej dokładność maleje.

Prognozy zużycia energii elektrycznej i zapotrzebowania na moc mogą być opisane za pomocą różnych modeli matematycznych. Można tu wyróżnić modele:

• deterministyczne - t.j. takie, w których formuła matematyczna traktuje opisywane zjawiska jako nieprzypadkowe, zakładając jednoznaczną identyfikacją obciążenia;

• probabilistyczne - t.j. takie, w których formuła matematyczna zawiera zmienną losową lub funkcję losową zmiennej, zakładając, że obciążenie jest procesem losowym o pewnym rozkładzie

Metody probabilistyczne są stosowane coraz częściej i wypierają metody deterministyczne.

Specyfika sieci powoduje, że w zależności od potrzeb, stosuje się podejście:

• mikroanalityczne - rozpatruje się poszczególnych odbiorców lub grupy odbiorców zasilanych z sieci;

• makroanalityczne - wykorzystuje się prawidłowości opisujące stan
  i ewolucję sieci jako całości lub jej większe fragmenty

Metody:

1. probabilistyczne - t.j. takie, w których formuła matematyczna zawiera zmienną losową lub funkcję losową zmiennej, zakładając, że obciążenie jest procesem losowym o pewnym rozkładzie

Najważniejszym wymaganiem, jakie powinna spełniać prognoza jest dokładność. Za miarę "dobroci" prognozy przyjmuje się jej prawdopodobieństwo. Ze ściśle matematycznego punktu widzenia prawdopodobieństwo prognozy punktowej (jednej konkretnej liczby) jest równe zeru. Dlatego wyniki prognozowania przedstawia się w postaci przedziału ufności, a nie jednej liczby.

Spośród wielu metod, w praktyce wybiera się te, które dają dostatecznie wąskie przedziały ufności uzyskanych wyników. Jako informacje wejściowe w tych metodach wykorzystuje się dane statystyczne z przeszłości, a dane pomocnicze stanowią plany rozwoju gospodarczego.

Wśród metod probabilistycznych wykorzystywanych do prognozowania zużycia energii elektrycznej najbardziej znane są: metoda bezpośredniej ekstrapolacji trendu, metoda regresji wielokrotnej oraz metody korelacyjne (słuszne przy założeniu, że w przyszłości obowiązywać będą związki przyczynowe wykryte w przeszłości).

1. Bezpośrednia eksploracja trendu

Zasadniczy wpływ na dokładność prognozy wykonanej metodą bezpośredniej ekstrapolacji trendu ma wybór funkcji, za pomocą której dokonuje się ekstrapolacji. Dotychczas nie opracowano ogólnych kryteriów, które umożliwiłyby dokonanie takiego wyboru. Pewną pomocą przy doborze funkcji ekstrapolacji może być analiza statystyczna względnych przyrostów wielkości ekstrapolowanej (w konkretnym przypadku zużycia energii elektrycznej w przeszłości).

Przeprowadzając analizę względnych przyrostów badanej wielkości dla wieloletniego okresu, należy zwrócić uwagę, czy nie obserwuje się wyraźnych załamań lub skoków linii trendu. Jeżeli. takie zjawisko zostało zaobserwowane, za podstawę ekstrapolacji można przyjąć jedynie najbliższą przyszłość (do najbliższego załamania się linii trendu licząc wstecz).

2. Metody korelacyjne

słuszne przy założeniu, że w przyszłości obowiązywać będą związki przyczynowe wykryte w przeszłości).

Zmienne niezależne w równaniu regresji powinny odpowiadać następującym warunkom:

1. Liczba zmiennych niezależnych dla każdej podgrupy odbiorców bytowo-komunalnych powinna być co najmniej równa 1/4 liczby obserwacji (liczby lat statystyki). Wynika to z ogólnej teorii korelacji wielokrotnej.

2. Z wielu możliwych zmiennych niezależnych należy dobierać takie, które najsilniej wpływają na prognozowaną wielkość (można to sprawdzić, obliczając odpowiednie współczynniki korelacji).

3.Zmienne niezależne należy dobierać tak, aby możliwe było uzyskanie ich wartości w latach prognozowanych lub samodzielne ich zaprogramowanie

4. Proszę omówić ogólne zasady programowania rozwoju sieci 110 kV.

Ogólne

Podstawą do opracowań programowych rozwoju sieci elektroenergetycznych są:

• plan zagospodarowania przestrzennego i rozwoju społeczno-gospodarczego rozpatrywanego obszaru oraz bilans mocy i energii elektrycznej,

• charakterystyka stanu istniejącego sieci wraz z informacjami o zamierzeniach inwestycyjnych odbiorców.

Rozróżnia się następujące rodzaje opracowań programowych rozwoju sieci:

• studium perspektywiczne - obejmuje podstawowe problemy rozpatrywanej sieci i określa działania kierunkowe (Horyzont czasowy 20-30 lat, aktualizacja co 10 - 15 lat)

• koncepcja rozwoju - określa szczegółowo rozwój sieci na podstawie zasad kierunkowych przyjętych w studium oraz środki niezbędne do jego realizacji (Horyzont czasowy 10-15 lat, aktualizacja co 5 - 10 lat)

• program rozwoju - precyzuje szczegółowy wykaz obiektów przyjętych z koncepcji rozwoju wraz z zakresem i terminami ich realizacji. Wykaz powinien odpowiadać potrzebom, ale skonfrontowanym z będącymi do dyspozycji środkami. Program powinien stanowić merytoryczną podstawę do sporządzania planów inwestycyjnych zależnych już bezpośrednio od możliwości realizacyjnych. (Horyzont czasowy 5-7 lat, aktualizacja co 3 - 5 lat)

Ogólne zasady rozwoju sieci 110 kV (zasady programowania rozwoju sieci 110 kV)

• Zadaniem opracowań programowych sieci 110 kV jest określenie optymalnego rozwoju całej sieci 110 kV od stacji odbiorczych 110 kV/ŚN) do stacji zasilających sieć 110 kV z sieci 400 czy 220 kV.

• Wyboru wariantu rozwoju dla rozpatrywanego obszaru dokonać należy spośród kilku wariantów na podstawie minimalizowania ich kosztów z całego rozpatrywanego horyzontu czasowego

• W celu ograniczenia liczby wariantów rozwojowych w wytycznych przedstawiono szereg ograniczeń, sformułowanych w postaci pewnych granicznych wartości bądź ogólnych zasad dotyczących normalnej i awaryjnej pracy sieci, Uznaje się przy tym, że w każdym etapie rozwoju sieci wspomniane ograniczenia muszą być spełnione, a ich niedotrzymanie jest dostatecznym powodem podjęcia decyzji o zmianie stanu sieci, tj. wzmocnienia, rozbudowy, modernizacji, zmiany układu pracy itp.

• Siecią nadrzędną dla sieci 110 kV będzie w bliskiej perspektywie sieć 400 i 220 kV, w dalszej zaś wyłącznie sieć 400 kV, gdyż rozwój sieci 220kV będzie ograniczany

• Siecią podrzędną dla sieci 110 kV będzie sieć średniego napięcia o napięciach 6, 10, 15, 20 i 30 kV w bliskiej perspektywie, w dalszej zaś o napięciach 15 lub 20 kV.

• Należy przewidywać likwidację istniejących sieci 60, 40 i 30 kV pełniących na niektórych obszarach funkcje sieci 110 kV i zastępowanie ich siecią 110 kV.

• Należy przewidywać, że sieć 110 kV będzie pracowała w układzie sekcjonowanym. W ramach sekcji sieć będzie zamknięta, a w szczególnych przypadkach może być częściowo otwarta.

5. Proszę omówić ogólne zasady programowania rozwoju sieci SN/nN.

• Zadaniem opracowań programowych sieci ŚN i nN jest określenie optymalnego rozwoju sieci nN i ŚN, dla której siecią nadrzędna jest sieć 110 kV

• Stacje 110 kV/ŚN, stanowiące podstawowe źródła zasilania sieci ŚN powinny być uwzględniane w rozpatrywanych wariantach rozwoju łącznie z siecią ŚN.

• Wyboru wariantu rozwoju dla rozpatrywanego obszaru dokonać należy na podstawie analizy techniczno-ekonomicznej w rozpatrywanym horyzoncie czasowym przy wykorzystaniu w szerokim zakresie optymalizacji cząstkowych

• W celu ograniczenia liczby wariantów rozwojowych, w wytycznych przedstawiono szereg ograniczeń, sformułowanych w postaci pewnych granicznych wartości bądź ogólnych zasad dotyczących normalnej i awaryjnej pracy sieci. Uznaje się przy tym, że w każdym etapie rozwoju sieci wspomniane ograniczenia powinny być spełnione, a ich niedotrzymanie jest wystarczającym powodem przewidywania zmiany stanu sieci, tj. rozbudowa, modernizacji, zmiany układu pracy itp.

• Należy przyjmować, że zarówno sieć nN, jak i ŚN będzie podstawowo pracować w układzie otwartym. W szczególnych przypadkach uzasadniających pracę sieci ŚN lub nN w układzie zamkniętym, wymagania odnośnie do tych układów należy ustalić indywidualnie

• Utrzymywanie sieci i o napięciach nietypowych dopuszcza się pod warunkiem ich stopniowego ograniczania wg następujących zasad:

sieć 40 kV i 30 kV:

• nie zwiększać liczby i mocy stacji zasilających te sieci, nie przyłączać do nich nowych odbiorów i nie zwiększać odbieranych mocy przez odbiory istniejące

• likwidować stopniowo transformację 30 kV/ŚN i 40 kV/ŚN, remont linii i stacji o tych napięciach przeprowadzać w wyjątkowych przypadkach, ewentualne sprawne fragmenty linii o tych napięciach po likwidacji stacji należy wykorzystać do pracy w sieci o napięciu 20 kV lub 15 kV

sieć 10 kV i 6 kV energetyki zawodowej:

• nie zwiększać w zasadzie liczby stacji zasilających, w przypadkach wyjątkowych można dopuścić budowlę nowej stacji 110 kV/ŚN,
  lecz wówczas rozdzielnia ŚN powinna być budowana w gabarytach i izolacji 20 kV

• w strefach sieci o tych napięciach należy stopniowo wprowadzać nowe linie o napięciu 20 lub 15 kV do zasilania nowych stacji odbiorczych budowanych również w gabarytach i izolacji 20 kV (urządzenia te mogą przejściowo pracować na dotychczasowym napięciu)

• unikać stosowania pośredniej transformacji 20 lub 15 kV na napięcie 10 lub 6 kV, a przy docelowym (albo wieloletnim pozostawieniu napięcia 10 kV (6 kV) należy rozważyć celowość stosowania transformatorów trójuzwojeniowych, dla rozległych kablowych sieci 10 (6 kV) należy przeprowadzić analizę doboru napięcia docelowego wtedy, gdy pracują one w otoczeniu sieci 15 kV, natomiast w innych przypadkach należy przyjmować docelowe napięcie 20 kV

Docelowo pozostawienie szczątkowych sieci 10 lub 6 kV może być uzasadnione jedynie połączeniem sieci z elektrowniami lub z zakładami przemysłowymi posiadającymi rozległą sieć 10 lub 6 kV

Sieci o napięciach niższych od 6 kV - ze względu na ich wiek i szczątkowe występowanie w kraju - powinny ulec likwidacji w możliwie najszybszym terminie

6. Proszę omówić czynniki brane pod uwagę przy ocenie pracy sieci 110 kV.

Warunki zwarciowe:

1. W przypadkach, gdy wyniki obliczeń zwarciowych wskazują na niedostosowanie istniejących elementów sieci do przewidywanych warunków zwarciowych, należy przeanalizować wpływ zmiany układów pracy sieci na złagodzenie warunków zwarciowych. Jeśli stwierdzona zostanie niemożliwość złagodzenia tych warunków drogą zmiany układu pracy, należy:

• przewidywać możliwość wprowadzenia w przyszłości urządzeń i środków do ograniczania prądów zwarciowych

• przeanalizować możliwości pracy rozpatrywanych elementów sieci 110 kV z przekroczeniem dopuszczalnych parametrów zwarciowych

• przewidywać modernizację lub rekonstrukcję istniejących obiektów 110 kV

2. Należy przewidywać pracę sieci 110 kV z uziemionym punktem gwiazdowym. Przy analizowaniu liczby uziemionych punktów gwiazdowych transformatorów można posługiwać się następującymi wskazówkami:

• stosunek reaktancji zwarciowych składowej symetrycznej zerowej X0 do składowej symetrycznej zgodnej X1 we wszystkich węzłach sieci 110kV powinien zawierać się w granicach: 1 < X₀/X₁ < 3

• granica górna wynika z wytrzymałości izolacji urządzeń stacyjnych, dolna z celowości nie przekraczania przez wartość prądu zwarcia jednofazowego wartości prądu zwarcia trójfazowego; przy przekroczeniu dolnej granicy wartości stosunku X₀/X₁ urządzenia należy dobierać na prąd zwarcia jednofazowego

• rozkład uziemionych punktów gwiazdowych transformatorów 110 kV w sieci powinien być taki, aby nie dopuścić do wydzielania się w warunkach awaryjnych obszaru ze źródłami mocy z nie uziemionym punktem gwiazdowym

• w stacjach elektrowni 110 kV na każdym układzie szyn powinien być uziemiony punkt gwiazdowy przynajmniej jednego transformatora blokowego

Jakość napięcia

1. Maksymalne napięcie robocze w stanach normalnych i zakłóceniowych nie może przekroczyć wartości 123 kV.

2. Z punktu widzenia poprawnej regulacji napięcia w sieciach elektroenergetycznych, napięcie w sieci 110 kV nie powinno przekraczać wartości 121 kV,

3. Napięcie robocze nie powinno być mniejsze od:

• 105 kV - w stanach normalnych, w strefie dziennej i szczytowej okresu jesienno-zimowego,

• 100 kV - w stanach zakłóceniowych, w strefie dziennej i szczytowej okresu jesienno-zimowego,

• 97 kV - w stanach zakłóceniowych w pozostałym okresie

4. Przy projektowaniu układów zasilania z sieci 110 kV odbiorców przemysłowych wyposażonych w odbiorniki zakłócające dużej mocy (powyżej 1 MVA) należy, dla utrzymania poprawnej jakości energii elektrycznej w zakresie odkształcenia i wahań napięcia, stosować zalecenia i wskazówki zawarte w [9]:

Pewność pracy

1. Pewność pracy przewidywanych układów sieci 110 kV należy sprawdzać przez badanie ich odporności na występowanie charakterystycznych sytuacji zakłóceniowych

2. Układ sieci uznaje się za wystarczająco niezawodny, gdy po wystąpieniu tych sytuacji spełnione są następujące warunki:

• obciążenia elementów pozostających w ruchu nie przekraczają wartości dopuszczalnych, określonych w odpowiednich normach lub podanych przez wytwórcę

• występujące przeciążenia elementów pozostających w ruchu pozwalają na dokonanie odciążających przełączeń ruchowych w czasie nie przekraczającym 0.5 h

• napięcia w każdym punkcie układu nie są niższe od podanych wyżej

• nie zostają przekroczone stopnie ograniczeń odbiorców, określone w niniejszych wytycznych dla charakterystycznych stanów zakłóceniowych przy wymaganym poziomie niezawodności zasilania

3. Sprawdzania pewności pracy układów sieci 110 kV należy przeprowadzać oddzielnie dla:

• całych sekcji sieci 110 kV współpracujących za pośrednictwem transformatorów 400/110 kV lub 220/110 kV z siecią nadrzędną i elektrowniami

• zbiorów trzech i więcej stacji 110 kV/ŚN położonych obok siebie, o ile w badanym układzie występuje możliwość jednoczesnego przerwania zasilania lub ograniczenia mocy tych stacji

• zbiorów stacji 110 kV (odbiorczych i wytwórczych) przyłączonych do jednego głównego ciągu liniowego (GCL)

• zbioru stacji odbiorczych zasilanych z jednego podstawowego ciągu liniowego (PCL)

Rozróżnia się trzy poziomy wymagań niezawodności zasilania sekcji 110 kV:

Wskaźnik deficytowości sekcji w szczycie grudniowym, d	Szczytowe zapotrzebowanie mocy w sekcji
		do 500 MW	ponad 500 MW
d > 0.3 d ≤ 0.3	poziom II poziom III	poziom I poziom II

Wskaźnik d określa się ze wzoru:

Gdzie:

Z - szczytowe zapotrzebowanie mocy w sekcji

ΣP_g - całkowita moc wytwarzana w badanej sekcji

ΣR_w - moc rezerwy wirującej w sekcji

4. Sekcje sieci 110 kV powinny być sprawdzone na następujące sytuacje zakłóceniowe:

Poziom I niezawodności - wyłączenie z ruchu jednego transformatora 400/110 kV lub 220/110 kV i dwóch bloków w elektrowniach cieplnych współpracujących w badanej sekcji, niemniej jednak niż 30 % ich całkowitej mocy osiągalnej lub wyłączenie jednego układu szyn zbiorczych rozdzielni 110 k V w jednej ze stacji stanowiącej podstawowy punkt zasilania (PPZ) sekcji

Poziom II niezawodności:

- wyłączenie z ruchu jednego transformatora 400/110 kV lub 220/110 kV i jednego bloku w elektrowniach cieplnych współpracujących
w sekcji nie mniej jednak niż 20 % ich całkowitej mocy osiągalnej,

- wyłączenie części elektrowni pracującej na jeden układ szyn lub sekcję układu szyn 110 kV

Poziom III niezawodności:

- wyłączenie jednego transformatora 400/110 kV lub 220/110 kV

- wyłączenie dwóch bloków w jednej elektrowni

• Po wystąpieniu podanych wyżej sytuacji zakłóceniowych nie powinno dojść do jakichkolwiek ograniczeń zasilania odbiorców. Obciążenia pozostałych w ruchu elementów układu nie powinny przekraczać wartości dopuszczalnych dla dwugodzinnej pracy przy założeniu wykorzystania całkowitej rezerwy mocy wirującej lokalnych elektrowni pracujących w rozpatrywanej sekcji

• W uzasadnionych przypadkach (np, zasilanie z jednej sekcji sieci grupy odbiorów wyjątkowo wrażliwych na przerwy w zasilaniu jak kopalnie gazowe itp.) dopuszcza się zaostrzenie wymagań.

5. Układy zasilające zbiory trzech lub więcej liczby stacji transformatorowych 110 kV/ŚN powinny być sprawdzane na następujące charakterystyczne stany zakłóceniowe:

• wyłączenie pojedynczej linii 110 kV przy postoju największego zespołu w lokalnych elektrowniach niemniej jednak niż 20% ich całkowitej mocy

• wyłączenie dwóch linii zasilających w stanie po zakłóceniowym zasilanie co najmniej:

- 50 % mocy odbiorów w obszarach o dużej koncentracji obciążenia,

- 20 % mocy odbiorów w obszarach o malej koncentracji obciążenia, po czasie potrzebnym na dokonanie odpowiednich przełączeń ruchowych
(np w sieci ŚN),

6. Połączenia liniowe pomiędzy co najmniej dwoma podstawowymi punktami zasilania (PPZ) stanowią główny ciąg liniowy (GCL) sieci 110.

7. Do GCL mogą być przyłączone:

- stacje transformatorowe 110 kV/ŚN,

- szynowe rozdzielnie 110 kV (sieciowe lub elektrowniane)

8. Pewność pracy głównego ciągu liniowego (GCL) powinna być badana przez sprawdzenie na następujące stany zakłóceniowe:

• wyłączenie systemu szyn 110 kV w jednym z PPZ oraz jednego (największego) bloku w elektrowni przyłączonej do GCL

• wyłączenie systemu szyn 110 kV rozdzielni elektrowni przyłączonej do GCL

• W stanach tych nie powinno dojść do ograniczeń dostawy mocy do żadnej stacji odbiorczej w GCL oraz do przerw w zasilaniu tych stacji dłuższych niż przewidywane w związku z automatycznym przełączaniem zasilania rezerwowego

9. Pewność pracy elektrowni i elektrociepłowni przyłączonych do GCL 110 kV powinna być sprawdzona zarówno z punktu widzenia wyprowadzenia mocy, jak i zasilania ogólnych potrzeb własnych

10. Podstawowy ciąg liniowy (PCL) stanowi połączenie liniowe między dwoma punktami zasilającymi 110 kV, z których każdy z osobna zapewnia możliwość zasilania pełną mocą wszystkich stacji przyłączonych do danego PCL.

11. Stany zakłóceniowe, na które należy sprawdzać układy zasilające stacje 110 kV/ŚN:

a) stopień pierwszy

• wyłączenie pojedynczej linii 110 kV lub transformatora 110 kV/ŚN przy postoju największego generatora w elektrowni współpracującej z rozpatrywaną stacją
  110 kV/ŚN - w tym stanie zasilanie odbiorów pełną mocą

• wyłączenie dwóch linii 110 kV (np, wyłączona jedna planowo) - w tym stanie zasilanie 50 % mocy odbiorów, w tym „szczególnie ważnych” po czasie niezbędnym do dokonania odpowiednich przełączeń ruchowych

b) stopień drugi

• wyłączenie pojedynczej linii 110 kV lub transformatora 110 kV/ŚN przy postoju największego generatora w elektrowni współpracującej z rozpatrywaną stacją
  110 kV/ŚN - w tym stanie zasilanie odbiorów pełną mocą,

• wyłączenie dwóch linii zasilających 110 kV - w tym stanie zagwarantowanie dostawy 30 % mocy odbiorów po czasie niezbędnym do dokonania odpowiednich przełączeń ruchowych

c) stopień trzeci

• wyłączenie pojedynczej linii 110 kV lub transformatora 110 kV/ŚN przy postoju największego generatora w elektrowni współpracującej z rozpatrywaną stacją
  110 kV/ŚN - w tym stanie zasilanie odbiorów pełną mocą

7. Proszę omówić czynniki brane pod uwagę przy ocenie pracy sieci ŚN i nN.

Warunki zwarciowe - patrz pytanie 20

Jakość napięcia

• Z [8] wynika, że jeżeli strony nie ustaliły w umowie sprzedaży standardów jakościowych energii elektrycznej, dopuszczalne odchylenie napięcia od wartości znamionowej w sieciach o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV w czasie 15 minut powinno mieścić się w przedziale od -10% do +5% Un

• Nowa norma [10] wprowadzająca napięcie 230/400 V jako znamionowe w sieci nN dopuszcza natomiast odchylenie napięcia w zakresie Ⴑ10% Un

• Punkt 6 ww. normy dopuszcza pracę istniejącej sieci o napięciu znamionowym 220/380 V z jednofazowymi odgałęzieniami 220 V do dnia 31 grudnia 2003 roku, zalecając jednocześnie utrzymywanie napięcia w zakresie:

230/400 +6% -10%

• Omawiane „Wytyczne programowania rozwoju sieci rozdzielczych” [7]
  w zakresie jakości napięcia stwierdzają, że:

• Odchylenia napięcia od wartości napięć znamionowych u odbiorców zasilanych z sieci nN nie mogą przekraczać:

• u odbiorców wiejskich - +5 % i - 10 %

• u odbiorców pozostałych - + i - 5 %

• Podane dopuszczalne wartości odchyleń napięcia nie powinny być przekraczane w punkcie dostawy energii

• Dla utrzymania odchyleń napięcia u odbiorców w dopuszczalnych granicach powinny być spełnione następujące warunki:

• na szynach ŚN w stacjach 110 kV/ŚN powinna być możliwość utrzymania napięcia w granicach:

• (1.04 Ⴘ 1.08) თ Un - w stanach normalnych w okresie strefy dziennej i szczytowej okresu jesienno-zimowego

• (1.03 Ⴘ 1.06) თ Un - w stanach normalnych w okresie strefy dziennej i szczytowej pozostałego okresu roku

• (1.00 Ⴘ 1.03) თ Un - w stanach normalnych w godzinach nocnych i świątecznych

• w stanach zakłóceniowych dolna granica może być obniżona o 5 %

• spadek napięcia w sieci oświetlenia ulicznego nie powinien przekraczać 5%, natomiast w przyłączach o długości do 35 m - 1 %

• spadki napięcia w liniach nie powinny przekraczać procentowych wartości podanych w tablicy 1

Tablica 1. Dopuszczalne spadki napięcia w sieci ŚN i nN

• podane wyżej dopuszczalne spadki napięcia w liniach nN zależą od liczby stref nastawień zaczepów regulacyjnych transformatorów ŚN/nN, wartości większe dotyczą linii o jednej strefie regulacji, czyli o mniejszych spadkach napięcia
  w liniach ŚN

• wartości spadków napięcia zostały określone dla stosowanych w kraju przekładni i zakresów regulacji transformatorów 110 kV/ŚN i ŚN/nN oraz odpowiednich poziomów napięcia utrzymywanych w sieci 110 kV

• spadki napięcia są liczone od szyn ŚN i nN w stacjach zasilających do punktów dostawy - przy obciążeniu symetrycznym

• W celu utrzymania poprawnej jakości energii elektrycznej w zakresie odkształceń i wahań napięcia, przy projektowaniu układów zasilania z sieci ŚN i nN odbiorców wyposażonych w odbiorniki zakłócające należy wykorzystywać zalecenia i wskazówki Instytutu Energetyki

• Celowe jest przewidywanie łagodzenia skutków asymetrii obciążeń w sieciach nN m.in. przez stosowanie przekroju przewodu zerowego równego przekrojowi przewodów fazowych

• W obszarach, gdzie sieć istniejąca jest znacznie niedoinwestowania, tempo poprawy powinno gwarantować stałe zmniejszanie się liczby odbiorców zasilanych przy niewłaściwych napięciach.

• W przypadkach, gdy w sieci energetyki zawodowej jakość napięcia pogarsza pojedynczy odbiorca, może być celowe dokonanie zmian w sieci odbiorcy, a nie w sieci energetyki zawodowej

Pewność pracy sieci ŚN i nN

• Ustalenia zawarte w "Wytycznych" wynikają z przeciętnych potrzeb odbiorców i ich niedotrzymanie uzasadnia potrzebę wzmocnienia sieci

• Przy ustalaniu wymagań przyjęto następujące założenia:

• nie uwzględniono odbiorów specjalnych i bardzo wrażliwych dla których odpowiednie przepisy ustalają konieczność posiadania własnych rezerwowych źródeł energii elektrycznej np. obiekty ważne dla obronności kraju, bloki operacyjne w szpitalach, kolejowe urządzenia zabezpieczenia ruchu itp. (sposób przyłączenia tego rodzaju odbioru do wspólnej sieci należy ustalać indywidualnie

• rozróżnia się wymagania dotyczące pewności zasilania fragmentów sieci oraz rezerwowania poszczególnych odbiorców

• Odbiorniki „szczególnie ważne” są to odbiorniki, których pozbawienie zasilania przez określony czas może spowodować:
  a) niebezpieczeństwo dla zdrowia lub życia ludzkiego;

b) istotne uszkodzenia obiektów, budowli i urządzeń oraz procesów technologicznych

• przełączenia ręczne obejmują również przełączenia poza rozpatrywanym obiektem, to znaczy w głębi sieci

• W nienormalnych stanach pracy sieci należy:

• wykorzystywać dopuszczalną przeciążalność transformatorów wg obowiązujących norm, dostosowując do tego związane z nim urządzenia

• zachować poziomy napięć dopuszczalne dla stanów zakłóceniowych, o ile w ustaleniach szczegółowych nie podano inaczej

Więcej - patrz pytanie 19

8. Proszę omówić zasady doboru przewodów linii elektroenergetycznych.

1. nagrzewanie prądem roboczym (obc długotrwała)

x- obc okresowo zmienne

y- obc przerywane

z -obc dorywcze

R_ν = (1+αΔν)R₂₀ αal. = 0,004

2. nagrzewanie prądem zwarciowym (obc. Zwarciowa)

gęstość pradu jednosekudowy (ale zadko sprawdzamy bo bezpieczniki)

Idd'=Idd*k1*k2... k-zalezy od warunków i temp

3. maksymalny spadek napięcia (nN)

ΔU<ΔUdop 10%

4. gęstość gospodarcza prądu

Sg=I/jg jg - gospodarcza gęstość prądu zależy od budowy linii, napięcia, czas użytkowania mocy szczytowej Ts

Najbliższy przekrój nie musi być w góre

5. wytrzymałość mechaniczna

naprężenia mechaniczne mniejsze od dopuszczalnych, rozpiętość przęsła, ciężar

6. ulot

S>Smin(ulot)

ΔP=f(1/r) 60 kV - 35mm2 110 kV - 120mm2 220 kV - 300mm2

7. skutki ochrony p. poraż (nN)

8. koordynacja zabezpieczeń (nN)

9. Proszę omówić układy stacji 110 kV/ŚN.

Sieci o napięciach niższych od 6 kV - ze względu na ich wiek i szczątkowe występowanie w kraju - powinny ulec likwidacji w możliwie najszybszym terminie.

• Dla zasilania sieci 20 kV i sieci 15 kV podstawowe należy stosować stacje 2-transformatorowe w rozwiązaniach wg trzech podstawowych wersji:

I - 2 x 25 MVA, przeznaczona dla transformatorów 2-uzwojeniowych o mocach 10, 16 i 25 MVA, przewidywana jako typowa stacja dla zasilania sieci na obszarach wiejskich i małych miast

II - 2 x 40 MVA, przeznaczona dla transformatorów 2-uzwojeniowych o mocach 16, 25 i 40 MVA oraz ewentualnie 3-uzwojeniowych o mocach 25 i 40 MVA

III - 2 x 63 MVA, przeznaczona dla transformatorów z uzwojeniami dzielonymi o mocach 40 i 63 MVA. Ten typ stacji jest przewidywany
dla zasilania sieci ŚN na obszarach dużych miast względnie na innych obszarach o dużej koncentracji obciążenia

• W wyjątkowych przypadkach można stosować wielo-transformatorowe stacje 110 kV/ŚN . Do przypadków takich w szczególności należy zaliczyć:

- konieczność zastosowania oddzielnego transformatora dla odbiorów niespokojnych

- celowość budowy wspólnej stacji 110 kV/ŚN dla potrzeb energetyki zawodowej i przemysłowej

Preferowane są stacje 110 kV/ŚN dwu-transformatorowe

Stacje 2-transformatorowe to głównie stacje w układzie H np. H3. Po stronie 110 kV przewody giętkie, po stronie SN pojedyncze szyny sekcjonowane (sekcjonowanie - zmniejsza moc zwarciową, prądy doziemne oraz zwiększa pewność zasilania)

10. Proszę omówić warunki doboru transformatorów w stacjach 110 kV/ŚN zasilających elektroenergetyczne sieci rozdzielcze ŚN.

Stopień obciążenia transformatorów w stacjach zasilających sieć ŚN powinien zawierać się w przedziale:

0.40 ÷ 0.75 - dla stacji z dwoma transformatorami

0.50 ÷ 0.90 - dla stacji z jednym transformatorem

Znamionowe moce transformatorów 110 kV/ŚN powinny być tak dobrane, aby:

• przejęcie obciążeń sieci ŚN przez transformatory w nowej stacji nie spowodowało w stacjach sąsiednich obniżenia stopnia obciążenia transformatorów poniżej wartości 0.4

• w pierwszym roku pracy transformatorów stopień ich obciążenia był
  w zasadzie nie niższy od 0.4 dla stacji z dwoma transformatorami, lub 0.5 dla stacji z jednym transformatorem

• w okresie co najmniej 5 lat nie wystąpiła konieczność ich wymiany ze względu na przekroczenie stopnia obciążenia 0.75 (dla stacji z dwoma transformatorami) lub nie nastąpiła konieczność dostawienia następnej jednostki przez okres co najmniej 2 lat ze względu na przekroczenie stopnia obciążenia 0.9 (w stacji z jednym transformatorem)

Sieć ŚN zasilana ze stacji z jednym transformatorem powinna mieć zapewnioną niezbędną rezerwę z innych stacji zasilających

11. Proszę omówić warunki przyłączanie elektrowni i elektrociepłowni do sieci 110 kV.

1. Elektrownie i elektrociepłownie, które będą pracowały na sieć 110 kV dzieli się na trzy grupy:

• duże elektrownie blokowe, w których w zależności od lokalnych warunków, jeden lub dwa bloki o mocy 200 lub 360 MW będą przyłączone do sieci 110 kV

• elektrociepłownie zawodowe na terenie aglomeracji miejsko-przemysłowych, w których będą stosowane jednostki o mocy po 50, 100 i 200 MW, a łączna moc jednej elektrociepłowni będzie wynosiła od 100 do 600 MW

• pozostałe elektrownie i elektrociepłownie o mocy do 100 MW

2. Rolę tych elektrowni w zasilaniu sieci 110 kV należy analizować indywidualnie w zależności od rodzaju zainstalowanych w niej bloków.

3. Układy stacji elektrownianych będą zróżnicowane w zależności od rodzaju elektrowni i jej znaczenia w sieci 110 kV

4. Analizując przyłączenie elektrociepłowni do sieci 110 kV należy traktować ją nie tylko jako źródło mocy lecz również jako obiekt, któremu należy zagwarantować najwyższą pewność powiązania z systemem - dotyczy to przede wszystkim ogólnych potrzeb własnych EC oraz pomp wody sieci ciepłowniczej

5. Minimalna liczba linii wyprowadzonych ze stacji przyelektrownianej i łączących ją z siecią 110 kV powinna być następująca:

• elektrownie o mocy do 100 MW - trzy linie 110 kV, przy czym co najmniej dwie linie niezależne

• elektrownie o mocy od 100 MW do 300 MW - cztery, pięć linii 110 kV (torów)

• elektrownie o mocy powyżej 300 MW - sześć linii 110 kV (torów)

6. Analizując przyłączenie EC do sieci 110 kV należy zapewnić jej współpracę z siecią w przypadku jednoczesnego planowego wyłączenia jednej linii 2-torowej 110 kV i awaryjnego wyłączenia jednej linii 110 kV (jednego toru linii dwutorowej)

Układ w elektrociepłowni musi być taki aby było zapewnione zasilanie 110 kV z zewnątrz na wypadek awarii zasilania potrzeb własnych

12. Proszę wymienić i omówić podstawowe parametry obiektów i urządzeń sieci 110 kV.

1. Wyboru układu rozdzielni 110 kV należy dokonać z uwzględnieniem istniejącej i przyszłej struktury sieci oraz aspektów ekonomicznych i technicznych, takich

• wymagany stopień rezerwowania i pewności zasilania odbiorów

• wymagania układów zabezpieczeń, automatyki i telemechaniki

• rozkład obciążeń na sekcje szyn zbiorczych

1. W okresach przejściowych dopuszcza się stosowanie układów niepełnych, należy jednak w każdym przypadku zarezerwować miejsce na rozbudowę stacji do stanu docelowego

2. Zaleca się przyjmowanie następujących schematów rozdzielń 110 kV w stacjach odbiorczych 110 kV/ŚN:

• bloki linia-transformator z wyłącznikami 110 kV lub bez

• bloki wyłącznikowe linia-transformator z dwuodłącznikową poprzeczką od strony linii 110 kV

• układ H z liczbą wyłączników zależną od potrzeb rozdzielnie szynowe z jednym systemem szyn zbiorczych sekcjonowanym wyłącznikami (o dwóch lub trzech sekcjach do czterech pól liniowych)

• rozdzielnie szynowe z dwoma systemami szyn zbiorczych z sekcjonowaniem jednego systemu szyn (w zasadzie dla zakładów przemysłowych)

3. Powyższe schematy należy stosować dla rozdzielni napowietrznych i wnętrzowych W przypadkach przewidywania rozdzielni 110 kV z izolacją gazową dopuszczalne jest stosowanie innych układów np. wynikających z możliwości dostawcy

6. Oszynowanie rozdzielni, uziemienia, przewody robocze i odgromowe należy projektować i realizować już w pierwszym etapie dla warunków docelowych

7. Zaleca się przewidywać dwutransformatorowe stacje odbiorcze 110kV/ŚN

8. Stacje wielotransformatorowe mogą być stosowane tylko w specjalnych przypadkach np. zasilanie z jednej stacji 110 kV/ŚN odbiorców komunalnych i zakładów przemysłowych posiadających tzw. odbiorniki niespokojne lub dla zasilania dużych zakładów przemysłowych

9. Wartości mocy znamionowej transformatorów 110 kV/ŚN instalowanych w stacjach odbiorczych powinny spełniać następujące warunki:

zapewniać co najmniej 5-letnią pracę bez potrzeby wymiany na jednostki większe szczytowe obciążenie transformatora powinno się mieścić w zakresie:

• od 0.5 do 0.9 wartości mocy znamionowej transformatora w przypadku stacji jednotransformatorowej

• od 0.4 do 0.75 wartości mocy znamionowej transformatora w przypadku stacji dwutransformatorowych

10. w stacjach zasilających przede wszystkim odbiory przemysłowe należy brać pod uwagę wymagania tych odbiorów (np. warunki rozruchu dużych silników itp.)

11. przy doborze transformatorów 110 kV/ŚN należy uwzględnić także zalecenia podane w części dotyczącej sieci średniego napięcia

13. Proszę podać cel i omówić zasady sekcjonowania sieci 110 kV.

1. Stosowanie sekcjonowania w krajowej sieci 110 kV jest spowodowane przede wszystkim koniecznością ograniczenia prądów zwarcia.

Przy sekcjonowaniu sieci 110 kV należy stosować następujące zasady:

• punktami podziału sieci 110 kV na odrębne sekcje powinny być: stacje zasilające 400/110 kV lub 220/110 kV, elektrownie lokalne pracujące na sieć 110 kV, szynowe rozdzielnie 110 kV z co najmniej dwoma systemami szyn

• obciążenia transformatorów zasilających sekcje w ruchu normalnym powinny być takie, aby przy wypadnięciu jednego z nich pozostałe mogły przejąć całkowite obciążenie

• wyboru podstawowych punktów zasilania sekcji (PPZ) należy dokonywać pod kątem:

• istniejących i przewidywanych powiązali liniowych pomiędzy poszczególnymi stacjami 400/110 kV i 220/110 kV (PPZ)

• możliwości współpracy poszczególnych PPZ poprzez sieć 110 kV oraz pracy równoległej sieci 110 kV z siecią nadrzędną zarówno w stanie normalnym pracy sekcji, jak i w sytuacjach zakłóceniowych

• dopuszczalnych poziomów prądów zwarciowych w obiektach 110 kV sekcji

• minimalizacji strat mocy w stanie normalnej pracy sekcji (bez przewidywania stosowania urządzeń wymuszających rozpływ np, poprzecznej regulacji)

2. Przy programowaniu rozwoju sieci 110 kV na konkretnym obszarze, w celu wyboru najkorzystniejszego podziału sieci 110 kV na oddzielne sekcje niezbędne jest przeanalizowanie wielu wariantów sekcjonowania za pomocą rozpływów mocy i obliczeń prądów zwarciowych

Dla sekcji 110 kV przewiduje się docelowo dwa podstawowe układy:

a) sekcja zasilana z trzech PPZ. W przypadku wyłączenia z ruchu jednego PPZ pozostałe przejmują całe obciążenie sekcji, bez konieczności przełączeń w sekcji oraz bez przeciążeń linii 110 kV wewnątrz sekcji

b)sekcja zasilana z dwóch PPZ. W przypadku wyłączenia z ruchu jednego PPZ konieczne jest przyłączenie rozpatrywanej sekcji do sekcji sąsiedniej

14. Proszę wymienić i omówić zasadnicze elementy koncepcji rozwoju sieci ŚN.

1. KR sieci ŚN powinna dotyczyć horyzontu czasowego 10 - 15 lat i powinna być opracowywana (aktualizowana) co ok. 5 - 10 lat,

2. W KR sieci ŚN należy rozpatrywać szczegółowo okres pierwszych 5 lat oraz rok docelowy

Koncepcja ta powinna obejmować następujące zagadnienia:

• prognozę zapotrzebowania, wytwarzania oraz bilans mocy i energii stanowiące aktualizację i uzupełnienie tych zagadnień ze studium perspektywicznego rozwoju

• szczegółową analizę i ocenę sieci istniejącej i określenie jej zdolności do przenoszenia wzrastających obciążeń przy zachowaniu wymaganej pewności zasilania

• określenie docelowych układów sieci ze szczególnym uwzględnieniem linii magistralnych, i pośrednich etapów dochodzenia do nich określenie potrzeb i terminów oraz kolejności wprowadzenia nowych i modernizacji istniejących obiektów sieciowych wraz z ustaleniem ich parametrów

• określenie terminów ewentualnej zmiany napięcia, przejścia na inny rodzaj pracy sieci np. uziemienie punktu gwiazdowego przez rezystor itp.

• ustalenie potrzeb urządzeń i aparatury przy uwzględnieniu możliwości wykorzystania urządzeń wycofywanych z obiektów modernizowanych, wymagany jest bilans tych urządzeń

• określenie wymaganych nakładów na rozbudowę i modernizacje sieci w okresach 5-letnich oraz wyznaczenie syntetycznych wskaźników sieciowych takich jak:

- sprawność sieci

- stopień wykorzystania transformatorów zasilających siec ŚN

- wskaźnik pewności zasilania dla skrajnych lat horyzontu czasowego

15. Proszę wymienić i omówić czynniki decydujące o konieczności rozbudowy sieci ŚN i nN.

Zmianę określonego stanu sieci ŚN względnie nN należy uznać za celową, jeżeli sieci te:

• nie mogą zapewnić odbiorcom dostawy wzrastającego zapotrzebowania mocy i energii nie mogą zapewnić wzrastających wymagań w zakresie jakości dostarczanej energii (ciągłość zasilania, prawidłowe warunki napięciowe)

• nie spełniają warunków bezpieczeństwa pracy sieci, a w szczególności warunków skuteczności zerowania w sieci nN

nie gwarantują właściwej sprawności rozdziału energii elektrycznej

• ze względu na starzenie się obiektów i urządzeń sieciowych wymagają modernizacji względnie odtworzenia

16. Proszę omówić zasady budowy rozdzielni ŚN w stacjach 110kV/ŚN zasilających elektroenergetyczne sieci rozdzielcze.

Rozdzielnie ŚN w stacjach zasilających należy przewidywać wnętrzowe z pojedynczym układem szyn zbiorczych. Rozdzielnia z podwójnym układem szyn zbiorczych wymaga odpowiedniego uzasadnienia.

Ponadto należy:

• dla każdego uzwojenia ŚN transformatora 110 kV/ŚN przewidywać jedną sekcję rozdzielni ŚN

• w przypadku rozwiązań stacji wielo-transformatorowych ilość sekcji ŚN ustalać indywidualnie

• liczbę pól liniowych w rozdzielniach ŚN ustalać stosownie do przewidywanych potrzeb - nie powinna ona przekraczać:

10 na jedną sekcję dla transformatorów dwu- i trójuzwojeniowych

8 na jedną sekcja dla transformatorów z uzwojeniami dzielonymi

17. Proszę omówić układy stacji odbiorczych ŚN/nN.

Przy rozbudowie i modernizacji sieci należy stosować stacje w gabarytach oraz z izolacją na napięcie 20 kV

• Stacje dla sieci kablowych mogą być przewidywane jako wolnostojące, wbudowane w blokach mieszkalnych lub budynkach użyteczności publicznej, dobudowane lub częściowo wbudowane, tj. transformator poza budynkiem zagłębiony w kesonie betonowym.

• W stacjach dobudowanych i wbudowanych należy stosować środki możliwie maksymalnie ograniczające szumy oraz przenoszenie drgań transformatora na konstrukcję budynku mieszkalnego

• Dobór szczegółowego rozwiązania stacji 20/0,4 kV, dostosowanego zarówno po stronie ŚN, jak i nN do rzeczywistej sytuacji i struktury tych sieci przewidywanych w najbliższych latach, powinien być oparty na aktualnych rozwiązaniach typowych

• Stacje ŚN/nN przewidziane do eksploatacji przez odbiorcę mogą być budowane wg innych rozwiązań, a zapewnienie prawidłowej ich pracy w sieci energetyki zawodowej należy każdorazowo ustalić w warunkach ogólnych i technicznych przyłączenia urządzeń do wspólnej sieci elektroenergetycznej

18. Proszę omówić zasady budowy linii ŚN i nN. ( MOŻE NIE )

W sieci ŚN należy preferować następujące przekroje:

• kable z żyłami aluminiowymi o przekrojach przewodów roboczych
  50, 95 150 i 240 mm² AL

• przewody gołe stalowo-aluminiowe o przekroju znamionowym
  35, 70 i 120 mm² AFL

W sieciach kompensowanych (względnie w sieciach z izolowanym punktem gwiazdowym) należy stosować kable ze wzmocnioną żyłą powrotną

Przy rozbudowie i modernizacji sieci należy stosować stacje w gabarytach oraz z izolacją na napięcie 20 kV

Stacje dla sieci kablowych mogą być przewidywane jako wolnostojące, wbudowane w blokach mieszkalnych lub budynkach użyteczności publicznej, dobudowane lub częściowo wbudowane, tj. transformator poza budynkiem zagłębiony w kesonie betonowym.

W stacjach dobudowanych i wbudowanych należy stosować środki możliwie maksymalnie ograniczające szumy oraz przenoszenie drgań transformatora na konstrukcję budynku mieszkalnego

Dobór szczegółowego rozwiązania stacji 20/0,4 kV, dostosowanego zarówno po stronie ŚN, jak i nN do rzeczywistej sytuacji i struktury tych sieci przewidywanych w najbliższych latach, powinien być oparty na aktualnych rozwiązaniach typowych

Stacje ŚN/nN przewidziane do eksploatacji przez odbiorcę mogą być budowane wg innych rozwiązań, a zapewnienie prawidłowej ich pracy w sieci energetyki zawodowej należy każdorazowo ustalić w warunkach ogólnych i technicznych przyłączenia urządzeń do wspólnej sieci elektroenergetycznej

19. Proszę omówić wymagania w zakresie niezawodności sieci ŚN i nN. (to samo co w pytaniu 6 przy końcu)

• Przy założeniu wyłączenia jednego dowolnego elementu sieci biorącego udział w zasilaniu rozpatrywanego obszaru wymaga się, aby bez konieczności przełączeń ręcznych możliwe było pokrycie:

• pełnego obciążenia szczytowego:

• miast w obciążeniu szczytowym większym od 1 MW,

• ośrodków wypoczynkowo-turystycznych i uzdrowisk posiadających wiece j niż 1000 miejsc noclegowych, czynnych przez cały rok

• 50 % obciążenia szczytowego z zachowaniem wymagań określonych w tablicy 2 (nie ma jej tu) :))

• miast o obciążeniu szczytowym mniejszym od 1 MW

• wsi gminnych oraz innych o obciążeniu szczytowym większym od 0.5 MW

• Przy założeniu wyłączenia jednego dowolnego elementu sieci biorącego udział w zasilaniu rozpatrywanego obszaru wymaga się, aby po przełączeniach ręcznych możliwe było pokrycie pełnego obciążenia szczytowego:

• miast o obciążeniu szczytowym mniejszym od 1 MW

• sezonowych ośrodków wypoczynkowo-turystycznych

• Przedstawione zalecenia i zasady sprawdzania układu sieciowego nie wykluczają możliwości stosowania indywidualnych analiz oceny pewności zasilania, opartych o rachunek prawdopodobieństwa i kalkulacje strat gospodarczych związanych z ograniczeniami i przerwami w zasilaniu

20. Proszę omówić warunki zwarciowe w sieciach ŚN i nN.

• Dla rozdzielni 20 i 15 kV w punktach zasilających te sieci przewiduje się dwa standardowe poziomy prądów zwarciowych:

• poziom podstawowy - 10.0 kA (250 MVA - dla napięcia 15 kV) (340 MVA - dla napięcia 20 kV)

• poziom specjalny - 12.5 kA (320 MVA - dla napięcia 15 kV) (420 MVA - dla napięcia 20 kV)

• Sieć 20 i 15 kV powinna być w zasadzie projektowana dla poziomu podstawowego. Poziom specjalny dopuszcza się w przypadkach:

• występowania w sieci ŚN dodatkowych źródeł lub silników o łącznej mocy zainstalowanej większej od 5 MVA, współpracujących z jednym transformatorem 110 kV

• wymagań wyższej mocy zwarciowej ze względu na odbiory niespokojne i nieliniowe

• dużych miast, w których przewiduje się utrzymywanie sieci kablowej 15 kV

• Nowe obiekty należy projektować przy założeniu, że na szynach rozdzielni 20 i 15 kV w stacjach zasilających, w układzie docelowym, wystąpi standardowy prąd zwarciowy, niezależnie od mocy transformatorów zasilających zastosowanych w początkowym okresie pracy.

• Warunki zwarciowe w sieciach o napięciach innych niż 20 i 15 kV należy ustalać indywidualnie

• Oszynowanie rozdzielni ŚN, uziemienia i odłączniki szynowe, należy projektować na docelowy prąd zwarciowy.

• Pozostała aparatura może być dobrana na mniejsze prądy zwarciowe, jeżeli ze względu na rzeczywiste warunki zwarciowe w sieci przewidywane w okresie 15 lat od uruchomienia rozdzielni - nie będzie konieczna ich wymiana

• Istniejące obiekty ŚN posiadające wytrzymałość zwarciowa, niższą od poziomu podstawowego nie powinny być w zasadzie, przebudowywane, jeżeli jedynym powodem byłyby względy wytrzymałości zwarciowej

• Jeżeli jednak przewiduje się przebudowę obiektu z innych przyczyn, to powinien być on dostosowany również do standardowe j wytrzymałości zwarciowej

• W celu umożliwienia bezpiecznej pracy obiektom istniejącym, należy przewidywać środki ograniczające prądy zwarciowe

• Podstawowym środkiem w tym zakresie jest stosowanie transformatorów zasilających o podwyższonym napięciu zwarcia. Stosowane dławików zwarciowych dopuszcza się tylko w wyjątkowych przypadkach

• W istniejących sieciach ŚN dopuszcza się przekraczanie dopuszczalnej wytrzymałości zwarciowej:

• do 30 % dla linii napowietrznych

• do 15 % dla linii kablowych z izolacją papierową

• do 20 % dla urządzeń rozdzielczych z wyjątkiem wyłączników, pól transformatorowych transformatorów 110 kV/ŚN oraz szyn zbiorczych

• Podane wyżej wartości przekroczeń wynikają z probabilistycznej analizy warunków zwarciowych

• W stacjach zasilających 110 kV/ŚN należy przyjmować, że każde uzwojenie ŚN transformatorów zasilających 110 kV/ŚN pracuje na wydzieloną sekcję szyn ŚN

• Dopuszcza się pracę równoległą uzwojeń dzielonych tego samego transformatora, jeżeli wytrzymałość zwarciowa sieci na to pozwala (np. gdy ze względu na odbiory niespokojne i nieliniowe wymagany jest wyższy poziom mocy zwarciowej)

• Ze względu na jakość napięcia, nadmierne ograniczenie mocy zwarciowej w sieci jest niekorzystne

• Jeżeli istnieje możliwość wyboru i pozwalają na to warunki zwarciowe sieci należy zawsze wybrać transformator o normalnym napięciu zwarcia (tańszy od transformatora o podwyższonym napięciu zwarcia)

• Przy doborze aparatury i przewodów w sieci nN należy przyjmować warunki zwarciowe wynikające z maksymalnych mocy znamionowych transformatorów ŚN/nN dla danego typu stacji

21. Proszę narysować uproszczone schematy i omówić układy miejskich sieci ŚN i nN.

Układy sieci i ŚN i nN zależne są od obciążeń i tempa ich narastania, a przede wszystkim od wymaganej ciągłości i zasilania odbiorców

Można rozróżniać cztery stopnie tych wymagań w zależności od charakteru zabudowy oraz dopuszczalnego średniego rocznego czasu przerw zakłóceniowych t_ac:

• zabudowa niska, jednorodzinna, nieliczne odbiory szczególnie ważne, dopuszczalny czas t_ac > 2 h,

• zabudowa mieszana, jedno- i wielorodzinna do 5 kondygnacji, rzadko występujące odbiory szczególnie ważne: 1 h < t_ac < 2 h,

• zabudowa wysoka, powyżej 5 kondygnacji, liczne odbiory szczególnie ważne t_ac < 1 h

• zabudowa bardzo wysoka powyżej 11 kondygnacji i wymagająca szczególnej ciągłości zasilania: t_ac ≈ 0.0 h

Układ sieci ŚN i nN zalecany dla zabudowy niskiej i mieszanej

Układ sieci ŚN i nN zalecany dla zabudowy mieszanej

Układ sieci ŚN i nN zalecany dla zabudowy wysokiej

Układ sieci ŚN i nN zalecany dla zabudowy bardzo wysokiej

22. Proszę omówić narysować uproszczone schematy i układy terenowych sieci ŚN i nN.

W obszarach wiejskich sieć ŚN generalnie powinna być rozwiązywana jako sieć napowietrzna

Podstawowym układem ciągów liniowych w sieci napowietrznej ŚN powinien być układ magistralno - odgałęźny, którego optymalna struktura może być dość istotnie zróżnicowana w zależności od warunków lokalnych (różne liczby stacji odbiorczych i różne stosunki długości magistrali do odgałęzień)

W szczególnych warunkach układ podstawowy może przybierać skrajną postać bądź magistrali z odczepami bądź układu magistralno-odgałęźnego z połączeniami poprzecznymi poprzez odgałęzienia.

Układ magistralno-odgałęźny

Układ magistrali z odczepami

Układ magistralno-odgałęźny z połączeniami poprzecznymi

Podstawową konfiguracją sieci napowietrznej ŚN jest konfiguracja wrzecionowa - końce magistrali ciągu liniowego są zasilane z szyn ŚN w dwóch różnych GPZ

Dopuszcza się tworzenie konfiguracji pętlowej, lecz nie powinna ona wówczas obejmować więcej niż 50 % magistral wyprowadzonych z danego GPZ - końce magistrali ciągu liniowego są zasilane z dwóch różnych sekcji szyn ŚN tego samego GPZ

Niezależnie od konfiguracji i struktury ciągów liniowych, należy zasadniczo zakładać pracę w układzie otwartym, t.zn. przewidywać na magistralach punkty stałego podziału dzielące ciągi liniowe na dwie części, zasilane jednostronnie, z możliwością wzajemnego rezerwowania

Sposoby poprawy pewności zasilania w terenowych sieciach ŚN i nN

Zaleca się rozważać następujące sposoby poprawy struktury napowietrznych ciągów liniowych :

• wyprowadzenie z istniejących lub nowych stacji zasilających 110 kV/ŚN dodatkowych magistral, prowadzonych tak, aby przejęły one część odgałęzień z ciągów istniejących

• wydzielanie linii dla zasilania ewentualnych odbiorów skupionych (wydzielenie takiej linii może być celowe przy mocach 1÷1.5 MW
  i odległości do 10 km od stacji zasilającej)

• zastosowanie rozłącznika automatycznego sprzężonego z SPZ na dłuższym odgałęzieniu lub w magistrali jeśli są przekroczone jedynie
  3 pierwsze parametry z tablicy 4

W układzie magistralno-odgałęźnym, w zasadzie nie należy przewidywać połączeń między odgałęzieniami w celu rezerwowania. Celowość zastosowania takich połączeń może być uzasadniona
w następujących przypadkach:

1. Występowanie stacji ŚN zasilających pojedynczego odbiorcę wymagającego zasilania z dwóch niezależnych źródeł

2. Naturalnych ze względu na usytuowanie w terenie, zbliżeń odgałęzień dwóch różnych ciągów liniowych tak, że dodatkowa długość odcinka linii łączącego te dwa odgałęzienia nie przekracza 2 km

3. odgałęzień usytuowanych w pobliżu stacji zasilającej 110 kV/ŚN posiadających przekroje przewodów równe przekrojowi magistrali, długości połączeń rezerwujących są w takich przypadkach nieznaczne,
   a mogą rezerwować wzajemnie sąsiednie magistrale

4. zasilania specyficznych obszarów, w których, układ magistralno-odgałęźny z połączeniami poprzez odgałęzienia okaże się uzasadniony po indywidualnym rozpatrzeniu.

23. Proszę omówić metody i środki wykorzystywane do ograniczania mocy zwarciowej w sieciach elektroenergetycznych.

• Nie zamykanie sieci

• Rozpinanie sieci pracujących równolegle - by tak nie pracowały

• Za pomocą dławików zwarciowych

• Za pomocą zwiększenia napięcia zwarcia transformatorów

• Za pomocą transformatorów trójuzwojeniowych

• Duże jednostki transformatorowe zamieniamy na dwa mniejsze pracujace na dwie wydzielone sieci.

Metody i środki wykorzystywane do ograniczenia przepięć ziemnozwarciowych.

Występują one w sieciach z izolowanym punktem neutralnym. Prąd płynie przez pojemności linii względem ziemi.

W najgorszym przypadku tj gdy impedancja doziemienia jest bliska zeru napiecie fazowe podskakuje do wartości napięcia przewodowego.

ograniczamy te przepięcia kompensując prąd pojemnościowy doziemienia.

1. cewka Petersena (dławik gaszący)

lL=Ic Uf/ωL=3UfωC Indł= (1,2-1,3)Icmax Sndł=(1,2-1,3)Uf*Icmax

regulacja dławika za pomocą wciągania i wkładania rdzenia lub regulacja zaczepowa

2. transformator kompensacyjny (Baucha i Reithoffera)

24. Proszę omówić wpływ mocy biernej na pracę sieci elektroenergetycznych.

Moc bierna jest dla pracy sieci prądu przemiennego niezbędna, jednak jej przesył jest dla pracy tej sieci niekorzystny. Do negatywnych skutków przesyłu mocy biernej zalicza się:

- zwiększenie strat mocy czynnej

- zwiększenie spadków napięć w sieci

- ograniczenie możliwości przesyłu mocy czynnej

- ograniczenie możliwości generacji mocy czynnej w generatorach

- wzrost nakładów inwestycyjnych na urządzenia elektroenergetyczne

- trudności w pracy elementów sieci

Straty mocy czynnej wywołane przepływem prądu przez element sieci (linia transformator) można wyrazić zależnością:

R - rezystancja elementu sieci

S - moc pozorna płynąca przez element sieci

U_n - napięcie znamionowe międzyprzewodowe

DP_a - straty mocy czynnej spowodowane przepływem mocy czynnejDP_r - straty mocy czynnej spowodowane przepływem mocy biernej

Z powyższego wynika, że w stratach mocy czynnej można wyodrębnić składnik pochodzący od przepływu mocy czynnej oraz składnik pochodzący od przepływu mocy biernej

Przekształcając wzór składnik strat mocy czynnej pochodzący od przepływu mocy biernej można przedstawić w postaci:

Z wykresu widać, że przy cosj < 0.707 straty mocy wywołane przepływem mocy biernej są większe od strat mocy wywołanych przepływem mocy czynnej

Przy stałej wartości przesyłanej mocy czynnej, straty mocy czynnej są odwrotnie proporcjonalne do drugiej potęgi współczynnika mocy:

Spadek napięcia w sieci jest spowodowany przepływem mocy przez rezystancję oraz reaktancję. Spadek międzyprzewodowego przy indukcyjnym charakterze mocy płynącej przez element sieci można obliczyć z zależności:

W liniach napowietrznych stosunek reaktancji do rezystancji X/R wynosi 0.5 ÷3.0 a w transformatorach może nawet dochodzić do 20. Oznacza to, że przy obciążeniu indukcyjnym o wartości spadku napięcia decyduje spadek napięcia na reaktancji. Obciążalność prądowa (przepustowość) elementów sieci wynika na ogół z dopuszczalnej długotrwale temperatury granicznej w normalnych warunkach pracy. Nagrzewanie elementów sieci jest spowodowane wydzielaniem ciepła w przepływu prądu przez rezystancję tych elementów. Ilość wydzielanego ciepła jest proporcjonalna do kwadratu prądu

Przy założeniu, że moc pozorna jest stała moc czynna zmieni się , przy zmianie wartości współczynnika mocy z cosj₁ na cosj₂ w stosunku:

Ograniczenie generacji mocy biernej

Nagrzewanie generatorów, podobnie jak w przypadku innych elementów sieci, jest powodowane przez moc pozorną. Moc turbiny jest dostosowana do mocy czynnej generatora czyli do pracy przy znamionowej wartości współczynnika mocy cosj. W przypadku gdy generator pracuje przy mniejszej od znamionowej wartości współczynnika mocy wówczas ze względu na obciążalność cieplną nie jest możliwe wykorzystanie pełnej mocy turbiny. Ponadto składowa bierna prądu obciążenia powoduje rozmagnesowanie wirnika powodując zmniejszenie siły elektromotorycznej generatora co powoduje konieczność zwiększenia prądu wzbudzenia jednak tylko do wartości dopuszczalnej.

Jeśli generator oddaje moc bierną większą od znamionowej to dla utrzymania znamionowej wartości napięcia i nie przekroczenia obciążalności wirnika konieczne jest zmniejszenie generowanej mocy czynnej

Wzrost nakładów inwestycyjnych

Jeśli generator oddaje moc bierną większą od znamionowej to dla utrzymania znamionowej wartości napięcia i nie przekroczenia obciążalności wirnika konieczne jest zmniejszenie generowanej mocy czynnej

Zmniejszenie wartości współczynnika mocy powoduje konieczność doboru urządzeń na odpowiednio większą moc pozorną dla przesyłu tej samej mocy czynnej. Dotyczy to głównie przekroju przewodów linii napowietrznych i kablowych, mocy znamionowej transformatorów, szyn w rozdzielniach, aparatury łączeniowej i konstrukcji wsporczych

Koszt inwestycyjny urządzeń elektroenergetycznych w zależności od współczynnika mocy można wyrazić zależnością:

K₁ - koszt inwestycyjny przy współczynniku mocy cosj = 1

Inne trudności w pracy elementów sieci

1. Mała wartość współczynnika mocy pogarsza warunki pracy wyłączników i rozłączników - trudności z gaszeniem łuku - bo występuje przesunięcie między prądem i napięciem, a łuk najłatwiej gasi się gdy prąd jest w fazie z napięciem

2. Zwiększa się wartość ustalonego prądu zwarciowego, którego wartość zależy od wartości pola wzbudzenia generatorów bezpośrednio przed wystąpieniem zwarcia, a generatory oddające dużą moc bierną pracują jako przewzbudzone. Ponadto prąd zwarciowy wolniej dąży do wartości ustalonej

3. Wymuszone przez odbiory przepływy dużych ilości mocy biernej w systemie mogą spowodować jej deficyt i obniżenie poziomów napięć
w sieci, co może doprowadzić do utraty równowagi statycznej systemu

25. Proszę podać cel i omówić zasady kompensacji mocy biernej w sieciach rozdzielczych.

Kompensujemy moc bierną w sieciach w celu:

• zmniejszenia strat mocy czynnej

• zmniejszenia spadków napięć

• zwiększenia możliwości przesyłu mocy czynnej

• zwiększenia możliwości generacji mocy czynnej w generatorach

• ograniczenia nakładów inwestycyjnych na urządzenia elektroenergetyczne

Spadek napięcia w sieci jest spowodowany przepływem mocy przez rezystancję oraz reaktancję. Spadek międzyprzewodowego przy indukcyjnym charakterze mocy płynącej przez element sieci można obliczyć z zależności:

Obciążalność prądowa (przepustowość) elementów sieci wynika na ogół z dopuszczalnej długotrwale temperatury granicznej w normalnych warunkach pracy. Nagrzewanie elementów sieci jest spowodowane wydzielaniem ciepła w przepływu prądu przez rezystancję tych elementów. Ilość wydzielanego ciepła jest proporcjonalna do kwadratu prądu

Przy założeniu, że moc pozorna jest stała moc czynna zmieni się , przy zmianie wartości współczynnika mocy z cosj₁ na cosj₂ w stosunku:

Nagrzewanie generatorów, podobnie jak w przypadku innych elementów sieci, jest powodowane przez moc pozorną. Moc turbiny jest dostosowana do mocy czynnej generatora czyli do pracy przy znamionowej wartości współczynnika mocy cosj.

W przypadku gdy generator pracuje przy mniejszej od znamionowej wartości współczynnika mocy wówczas ze względu na obciążalność cieplną nie jest możliwe wykorzystanie pełnej mocy turbiny

Ponadto składowa bierna prądu obciążenia powoduje rozmagnesowanie wirnika powodując zmniejszenie siły elektromotorycznej generatora co powoduje konieczność zwiększenia prądu wzbudzenia jednak tylko do wartości dopuszczalnej.

Jeśli generator oddaje moc bierną większą od znamionowej to dla utrzymania znamionowej wartości napięcia i nie przekroczenia obciążalności wirnika konieczne jest zmniejszenie generowanej mocy czynnej

Zmniejszenie wartości współczynnika mocy powoduje konieczność doboru urządzeń na odpowiednio większą moc pozorną dla przesyłu tej samej mocy czynnej

Dotyczy to głównie przekroju przewodów linii napowietrznych i kablowych, mocy znamionowej transformatorów, szyn w rozdzielniach, aparatury łączeniowej i konstrukcji wsporczych

Koszt inwestycyjny urządzeń elektroenergetycznych w zależności od współczynnika mocy można wyrazić zależnością

Mała wartość współczynnika mocy pogarsza warunki pracy wyłączników i rozłączników - trudności z gaszeniem łuku - bo występuje przesunięcie między prądem i napięciem, a łuk najłatwiej gasi się gdy prąd jest w fazie z napięciem

Zwiększa się wartość ustalonego prądu zwarciowego, którego wartość zależy od wartości pola wzbudzenia generatorów bezpośrednio przed wystąpieniem zwarcia, a generatory oddające dużą moc bierną pracują jako przewzbudzone.

Wymuszone przez odbiory przepływy dużych ilości mocy biernej w systemie mogą spowodować jej deficyt i obniżenie poziomów napięć
w sieci, co może doprowadzić do utraty równowagi statycznej systemu

Q_b = P(tgϕ₁ - tgϕ₂ )

Wyróżniamy kompensację:

• indywidualną daje ona najlepsze wyniki, największe oszczędności, brak kosztu łącznika, powoduje kłopoty eksploatacyjne(blisko urządzenia)

• grupowa np. dla całej rozdzielni daje ona mniejsze oszczędności bo tylko w sieci rozdzielczej, ale duża bateria w jednym miejscu - opłaca się regulacja, dodatkowy wyłacznik.

• Centralna żadne oszczędności, eksploatacyjnie dogodne

W przypadku silników Qb<Qbj moc biegu jałowego silnika , by nie doszło do samowzbudzenia.

W małych zakładach centralna, w większych grupowa i niektóre odbiorniki indywidualnie.

26. Proszę omówić odbiory mocy biernej indukcyjnej.

Do urządzeń o dużym zapotrzebowaniu na moc bierną należą:

• silniki indukcyjne 60 ÷ 70 %

• transformatory 20 ÷ 25 %

• linie napowietrzne i inne odbiory 10 %

silniki indukcyjne

moc bierna pobierana przez silnik indukcyjny moc jest w przybliżeniu równa:

U - napięcie na zaciskach silnika

S - moc pozorna pobierana przez silnik,

X - reaktancja gałęzi magnesowania silnika,

X_ - reaktancja rozproszenia wirnika i stojana silnika,

Q_j - moc bierna magnesowania (moc bierna biegu jałowego),

Q_o - moc bierna rozproszenia

moc bierna pobierana przez silnik składa się z dwóch części:

• mocy magnesowania (człon pierwszy)

• strat mocy na reaktancji rozproszenia (człon drugi)

Zależność mocy biernej pobieranej przez silnik od mocy czynnej (obciążenia) silnika można wyrazić wzorem:

gdzie

P_n - moc czynna pobierana przy obciążeniu znamionowym

Q_n - moc bierna pobierana przy obciążeniu znamionowym

Jeśli silnik jest niedociążony to pobiera mniejszą moc czynną i bierną przy takim samym poborze mocy biernej magnesowania - co prowadzi do obniżenia wartości współczynnika mocy.

Mniejszą wartość współczynnika mocy mają silniki

• o mniejszej prędkości obrotowej bo mają większy prąd magnesujący (większa liczba par biegunów)

• o większej szczelinie powietrznej - większy pobór mocy biernej rozproszenia

• silniki pierścieniowe

Transformatory

Straty mocy biernej w transformatorze można określić z zależności:

Gdzie

i_0% - prąd stanu jałowego transformatora (prąd magnesowania) w %,

u_X% - strata napięcia na reaktancji transformatora (napięcie zwarcia) w %

S_n - moc znamionowa transformatora w kVA lub MVA

U_n - napięcie znamionowe transformatora w V lub kV

S - obciążenie transformatora w kVA lub MVA

U - rzeczywiste napięcie pracy transformatora w V lub kV

Zależność współczynnika mocy strony pierwotnej transformatora od stopnia obciążenia transformatora przy różnych wartościach współczynnika mocy obciążenia strony wtórnej

• Z zależności widać, że straty na magnesowanie rdzenia transformatora (jałowe) zależą od kwadratu napięcia zasilającego transformator

• Obciążeniowe straty mocy biernej spowodowane przepływem prądu przez reaktancję transformatora są proporcjonalne do kwadratu stopnia obciążenia transformatora

linie napowietrzne

Linia niskiego napięcia ma bardzo małą pojemność w związku z czym generowana przez nią moc bierna jest bardzo mała w porównaniu z mocą traconą na indukcyjności podłużnej linii. Moc bierną traconą w odcinku linii niskiego napięcia można w przybliżeniu obliczyć z zależności:

gdzie

S - moc przesyłana przez odcinek linii

U - napięcie linii (w praktyce przyjmuje się napięcie znamionowe linii)

X₀ - reaktancja jednostkowa indukcyjna linii,

l - długość odcinka linii

Moc bierna pobierana przez linię jest równa różnicy mocy traconej na indukcyjności i generowanej przez pojemność linii.

Moc bierną indukcyjną pobieraną przez linię można obliczyć ze wzoru:

B_C - jednostkowa susceptancja pojemnościowa linii, pozostałe oznaczenia jak we wzorze (5.4)

W liniach wysokich i najwyższych napięć moc bierna generowana na pojemności linii jest bardzo duża.

Inne urządzenia:

Do innych urządzeń o znacznym poborze mocy biernej indukcyjnej należą niektóre urządzenia grzejne, prostownicze, aparaty spawalnicze i dławiki zwarciowe

Spośród urządzeń grzejnych najniższą wartość współczynnika mocy mają piece indukcyjne, przy czym:

• piece indukcyjne rdzeniowe o mocy znamionowej 30 ÷ 400 kVA mają współczynnik mocy cosj = 0.4 ÷ 0.85

• piece indukcyjne bezrdzeniowe o mocy znamionowej do 1200 kVA mają współczynnik mocy cosj = 0.1

• nagrzewnice indukcyjne skrośne o mocy znamionowej 100 ÷ 400 kVA mają współczynnik mocy cosj = 0.3 ÷ 0.4

• Urządzenia prostownicze o mocach rzędy kilkudziesięciu MW (stosowane w hutach metali nieżelaznych oraz do zasilania trakcji prądu stałego) mają współczynnik mocy cosj = 0.8 ÷ 0.95, natomiast proste prostowniki trójfazowe mają, przy pełnym obciążeniu, współczynnik mocy ok. 0.7

• Spawarki transformatorowe o mocach 2÷ 60 kVA mają współczynnik mocy ok. 0.46 cosj = 0.4 ÷ 0.85

• Spawarki prostownikowe mają współczynnik mocy cosj = 0.5 ÷ 0.6

• Obciążone spawarki wirujące mają współczynnik mocy cosj = 0.8 ÷ 0.9, ale na biegu jałowym tylko 0.25 ÷ 0.30

27. Kiedy linia elektroenergetyczna jest odbiornikiem, a kiedy źródłem mocy biernej indukcyjnej?

• Linie elektroenergetyczne są zarówno odbiornikiem mocy biernej indukcyjnej - straty mocy biernej na reaktancji indukcyjnej (podłużnej) linii, jak i źródłem mocy biernej indukcyjnej - generacja mocy biernej pojemnościowej na reaktancji pojemnościowej (poprzecznej) linii

• To, czy linia jest odbiornikiem czy źródłem mocy biernej indukcyjnej zależy od napięcia znamionowego i stopnia obciążenia linii

To czy linia jest odbiornikiem czy źródłem mocy biernej indukcyjnej zależy od obciążenia linii:

• Jeśli linia jest obciążona mocą większą od mocy naturalnej to jest odbiornikiem mocy biernej indukcyjnej

• Jeśli linia jest obciążona mocą mniejszą od mocy naturalnej to jest źródłem mocy biernej indukcyjnej

28. Proszę omówić parametry charakteryzujące jakość energii elektrycznej.

Jakość energii elektrycznej charakteryzują następujące parametry:

- odchylenia napięcia,

- wahania napięcia,

- poziom odkształcenia krzywej napięcia,

- odchylenia częstotliwości,

- współczynnik asymetrii napięciowej w sieciach trójfazowych.

Odchylenie napięcia

Odchylenie napięcia jest różnicą rzeczywistej i znamionowej wartości napięcia

Względne odchylenie napięcia wyrażone w procentach wartości znamionowej napięcia:

gdzie

U - oznacza wartość skuteczną napięcia w danym punkcie sieci, a

U_N - napięcie znamionowe rozpatrywanej sieci lub urządzenia.

Odchylenie napięcia w danym punkcie sieci zależy od napięcia zasilania danej sieci
i spadku napięcia do tego punktu sieci.

Odchylenie napięcia może więc przyjmować zarówno wartości ujemne jak i dodatnie.

Odchylenia napięcia są spowodowane przez spadki wywołane przepływem prądu w elementach sieciowych, dlatego określenie dopuszczalnych wartości spadków napięcia jest pośrednim sposobem określenia dopuszczalnych odchyleń napięcia.

Wahania napięcia

Wahania napięcia są to serie zmian wartości skutecznej napięcia zachodzące z szybkością nie mniejszą niż 1 % napięcia znamionowego na sekundę w odstępach czasu nie dłuższych niż 10 minut .

Miarą wahań napięcia jest amplituda największej zmiany napięcia, tzw. zapad napięcia ΔU oraz amplituda zastępczych zmian napięcia ΔU.

Zapad napięcia w rozpatrywanym przedziale czasu wyraża się zależnością:

gdzie U_ext1, U_ext2 - sąsiednie ekstremalne wartości skuteczne napięcia.

Głównym źródłem rytmicznych wahań napięcia są silniki napędzające urządzenia o tętniącym charakterze pracy (np. sprężarki tłokowe), natomiast wahania napięcia o dużej gwałtownie zmieniającej się amplitudzie mogą być powodowane pracą spawarek, pieców łukowych
w pierwszym okresie ich pracy(przed roztopieniem wsadu). Również rozruch silników asynchronicznych napędzających urządzenia o dużym momencie obrotowym może powodować duże zapady napięcia.

Odkształcenie krzywej napięcia

Kształt krzywej napięcia można scharakteryzować za pomocą współczynnika odkształcenia krzywej napięcia wyrażonego zależnością:

gdzie

U_n% - wartość skuteczna n-tej harmonicznej napięcia wyrażona w procentach napięcia znamionowego sieci,

k - granica sumowania (liczba harmonicznych branych pod uwagę w analizie) w obliczeniach przyjmuje się zazwyczaj k =25.

Poziom odkształcenia krzywej napięcia _p w danym punkcie sieci jest to wartość współczynnika napięcia , która nie jest przekraczana w ciągu 90% doby.

Tabela . Dopuszczalne odkształcenia napięcia w sieciach energetyki zawodowej .

Napięcie sieci	Zalecane wartości dopuszczalne		Graniczne wartości dopuszczalne
		poziom νpd %	wartość chwilowa νpdmax %	poziom νpg %	wartość chwilowa νpgmax %
110 kV	1.5	3.0	3.0	4.5
ŚN	5.0	10.0	10.0	15.0
nN	7.0	14.0	10.0	15.0

Przyczyną odkształceń napięcia są odbiorniki nieliniowe będące źródłem wyższych harmonicznych. Do odbiorników takich zalicza się układy prostownikowe zasilające trakcję kolejową i tramwajową, piece łukowe.

Obecnie coraz większy udział w generacji wyższych harmonicznych mają urządzenia gospodarstwa domowego wyposażone w tyrystorowe układy regulacji pobieranej mocy w urządzeniach oświetleniowych, grzejnych czy regulujące liczbę obrotów np. pralek automatycznych czy elektronarzędzi. Również wyładowcze źródła światła (w tym energooszczędne świetlówki kompaktowe) są źródłem wyższych harmonicznych.

Baterie kondensatorów przyłączone do szyn rozdzielnicy zasilającej przemysłowe odbiorniki ze sterowaniem tyrystorowym mają istotny, często negatywny wpływ na odkształcenia krzywej napięcia w sieciach rozdzielczych.

Odchylenia częstotliwości

Zarządzenie podaje następujące wartości dopuszczalnego odchylenia częstotliwości +0.2 Hz i -0.5 Hz w czasie ponad 15 minut. Natomiast zalecenia UCPTE w zakresie regulacji mocy czynnej i częstotliwości są następujące:

- częstotliwość bazowa wynosi f_b = 50 ± 0.05 Hz,

- dostępna w ciągu kilku sekund rezerwa mocy regulacyjnej w systemie powinna wynosić co najmniej 2.5% aktualnej mocy systemu (a w gdy zakłada się możliwość odłączenia 5 %),

- różnica między czasem synchronicznym a czasem elektrycznym systemu w ciągu doby powinna być równa zero.

Asymetria w układach trójfazowych

W ustalonych stanach pracy sieci można wyróżnić dwa rodzaje asymetrii: asymetrię wewnętrzną oraz zewnętrzną.

Asymetria wewnętrzna jest skutkiem asymetrii elementów sieci i wynikającą z niejednakowej impedancji własnych i wzajemnych poszczególnych faz (np. niesymetryczne rozmieszczenie przewodów w linii).

Asymetria zewnętrzna może być spowodowana przez:

- zasilanie napięciem niesymetrycznym,

- odbiory pobierające różną moc w każdej z faz przyłączone w danym punkcie sieci,

- rozmieszczone przyłączone w różnych punktach sieci odbiory jednofazowe.

Obciążenie sieci niesymetrycznymi odbiornikami powoduje różne wartości spadków napięcia i strat mocy w poszczególnych fazach, powodując asymetrię napięć w punktach zasilania.

29. Proszę omówić wymagania odnośnie jakości energii elektrycznej dostarczanej do odbiorców.

Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000 r. w sprawie szczegóło-wych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców (rozporządzenie przyłączeniowe).

- odchylenia napięcia,

Z rozporządzenia wynika, że jeżeli strony nie ustaliły w umowie sprzedaży innych standardów jakościowych energii elektrycznej, to odchylenie napięcia od wartości znamionowej w czasie 15 minut powinno mieścić się w przedziale:

• -10% do +5% w sieciach o napięciu Un < 110 kV i w sieci o napięciu Un = 400 kV

• ±10% w sieciach o napięciu znamionowym Un = 110 i Un = 220 kV

- wahania napięcia - brak przepisów jedynie wytyczne 1 - 10 % (cokolwiek to oznacza) :)))))

- poziom odkształcenia krzywej napięcia - Patrz pytanie 28

- odchylenia częstotliwości - Patrz pytanie 28

- współczynnik asymetrii napięciowej w sieciach trójfazowych.

• pewność zasilania (kategoria 1a - natychmiastowe załączenie, 100% rezerwy, 1b do 15 minut - zagrożenie życia i duże straty materialne; 2 duże straty gospodarcze i społeczne - 50 % mocy ; niewielkie straty)

• poziom napięcia

30. Proszę omówić wpływ odchyleń i wahań napięcia na pracę odbiorników energii elektrycznej.

Skutki odchyleń i wahań napięcia zasilającego zależą od wrażliwości odbiorników energii. Do zasadniczych skutków zmian napięcia zasilającego odbiorniki można zaliczyć:

• zmianę ilości ciepła wydzielanego w obwodach elektrycznych co może prowadzić do zwiększenia strat energii, zmniejszenia trwałości odbiorników w wyniku zwiększonego nagrzewania się torów prądowych i przyspieszenia procesów starzenia izolacji

• trudności z osiągnięciem właściwej temperatury w piecach elektrycznych,

• zmianę prądów magnesujących prowadzące do pogorszenia współczynnika mocy oraz zmian ciepła wydzielanego w obwodach magnetycznych, a w konsekwencji do przegrzewania się urządzeń,

• zmianę prędkości obrotowej silników, a tym samym zmianę szybkości procesów produkcyjnych,

• zmiany momentów rozruchowych i obrotowych silników elektrycznych - w skrajnych przypadkach może to uniemożliwić rozruch lub spowodować utknięcie (zatrzymanie) napędu,

• zmianę siły oddziaływania elektromagnesu utrudniającą prawidłową pracę styczników i przekaźników,

• zmianę warunków pracy elektrycznych źródeł światła

• nadmierne starzenie izolacji na skutek trwałego podwyższenia napięcia co może doprowadzić do wyładowań w izolacji,

• zakłócenia pracy urządzeń elektronicznych

Do odbiorników najbardziej wrażliwych na odchylenia i wahania napięcia należą elektryczne źródła światła.

Odchylenia napięcia zasilającego elektryczne źródła światła powodują zmiany:

• strumienia świetlnego,

• mocy pobieranej z sieci,

• sprawności,

• trwałości

• trudności z zapłonem lamp wyładowczych.

Oprócz wpływu zmian napięcia na pracę poszczególnych odbiorników obserwuje się również wpływ zmian napięcia zasilającego na pobór moczy czynnej i biernej z sieci, a tym samym na straty mocy i energii w sieci oraz na współczynnik mocy cosϕ

31. Proszę omówić sposoby ograniczania odchyleń i wahań napięcia w sieciach.

1. ograniczanie wahań:

1. sposoby naturalne:

• zasilanie odbiorników niespokojnych z węzłów sieci o dużej mocy zwarciowej

• zasilanie odbiorników wrażliwych na wahania z osobnych transformatorów

2. sposoby techniczne:

• zastosowanie kondensatorów szeregowych

• zastosowanie szybkodziałających urządzeń kompensacyjnych

32. Proszę omówić wpływ odkształceń napięć i prądów na pracę sieci elektroenergetycznych.

• ograniczenie przepustowości sieci

• zmniejszenie sprawności sieci

• mogą powodować błędne działanie automatyki cyfrowej

• mogą powodować błędne działanie automatyki zabezpieczeniowej

• są przyczyną błędnych wskazań mierników

• powodują zakłócenia w systemie łączności

• powodują straty w urządzeniach (trafo,silniki)

Przy występowaniu wyższych harmonicznych może wystąpić rezonans równoległy (szczególnie w sieci z zainstalowanymi bateriami kondensatorów) a także uniemożliwiają w pełni skompensowanie prądu ziemnozwarciowego.

33. Proszę omówić pojęcia „poziom napięcia”, „odchylenie napięcia”, „spadek napięcia”

poziom napięcia- jest to wartość skuteczna napięcia występująca długotrwale w określonym punkcie sieci w warunkach jej normalnej pracy

odchylenie napięcia -jest to różnica pomiędzy wartością skuteczną napięcia w danym punkcie sieci, a wartością znamionową (może być dodatnie lub ujemne)

spadek napięcia - jest to różnica napięć występująca pomiędzy dwoma punktami systemu

34. Proszę omówić sposoby i środki wykorzystywane do regulacji napięcia w elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych.

Regulacji napięć w sieciach można dokonywać przez:

• zmianę napięć zasilających (zmiana sił elektromotorycznych generatorów),

• zmianę przekładni transformatorów,

• zastosowanie napięć dodawczych (szeregowych transformatorów regulacyjnych),

• zmianę impedancji sieci,

• zmianę rozpływu mocy biernej.

Regulacja napięć przez zmianę sił elektromotorycznych generatorów i przekładni transformatorów nosi nazwę regulacji bezpośredniej. Pozostałe dwa sposoby regulacji są uznawane za regulację pośrednią, gdyż zmiana napięć jest uzyskiwana przez zmianę spadków napięć
w elementach sieci.

Napięcie w określonym punkcie sieci można wyrazić zależnością:

gdzie

δU_T - suma przyrostów napięcia w transformatorach analizowanej sieci,

U - suma spadków napięcia w elementach analizowanej sieci.

napięcia w dowolnym punkcie sieci będzie równe:

Powyższe zależności są słuszne tylko wtedy gdy wszystkie wielkości są sprowadzone do jednego poziomu napięcia bądź w jednostkach względnych (tzn. odniesione do napięcia znamionowego) lub w procentach.

Regulacja przez zmianę napięć zasilających

Generatory w elektrowniach są wyposażone w układy do regulacji wzbudzenia, dzięki którym możliwa jest zmiana generowanej siły elektromotorycznej, a tym samym napięcia na zaciskach generatora. Jest to regulacja pozwalająca na ciągłą (nie skokową) zmianę napięcia w pewnych granicach. Zmianie napięcia generatora towarzyszy z zmiana mocy biernej oddawanej do sieci przez generator. Zmiana napięć zasilających służy więc do regulacji poziomu napięcia
i rozpływu mocy biernej w sieciach przesyłowych. W przypadku gdy generator zasila sieć
110 kV zmiana napięcia zasilającego powoduje zmianę napięcia i rozpływu mocy biernej w sieci 110 kV. Generatory są połączone z siecią przez transformatory blokowe.

Regulacja napięcia przez zmianę przekładni transformatorów

Dla umożliwienia utrzymania odpowiednich poziomów napięcia w różnych punktach elektroenergetycznych sieci rozdzielczych przy zmieniającym się obciążeniu, stosowane w tych sieciach transformatory mają możliwość zmiany przekładni. Zakres regulacji napięcia przez zmianę przekładni zależy od konstrukcji transformatora. Transformatory ŚN/nN umożliwiają zmianę przekładni w stanie beznapięciowym, przy czym zakres zmiany przekładni może wynosić -5%, 0%, 5% w transformatorach starszych lub -2.5%, 0%, +2.5%, +5%, +7.5% w transformatorach nowych. Można też jeszcze spotkać transformatory 30/6 kV lub 30/15 kV, w których zakres regulacji przekładni wynosi ±2.5%. Transformatory 110kV/ŚN mają regulację przekładni pod obciążeniem w zakresie ±10% co 1.1% lub ±16% co 1.33%. Spotykane są również inne nietypowe zakresy zmian przekładni transformatorów 110kV/SN. Przyrost napięcia spowodowany zmianą przekładni oznaczamy przez δU_zT, przy czym przyrost ten jest dodatni gdy zaczepy zmienimy tak by przekładnia transformatora (wyrażona jako stosunek liczby zwojów uzwojenia pierwotnego i wtórnego) zmalała, a ujemny gdy zaczepy są ustawione tak by przekładnia wzrosła.

Zmiana przekładni transformatorów 110kV/ŚN jest dokonywana ręcznie bądź automatycznie, przy czym dla uniknięcia zbyt częstej zmiany położenia zaczepów i ich szybkiego zużycia układy regulacji działają z tzw. strefą nieczułości, np. 0.5% lub 1%.

Przekładnie znamionowe transformatorów są zazwyczaj różne od stosunku napięć znamionowych sieci, dlatego przy ustawieniu przekładni transformatora na zaczepie zerowym otrzymuje się przyrost napięcia, który można wyrazić zależnością:

gdzie

ϑ_s - stosunek napięć znamionowych sieci,

ϑ_n - przekładnia znamionowa transformatora.

Oprócz przyrostu napięcia wynikającego z przekładni znamionowej transformatora, można uzyskać przyrost wynikający ze z zmiany położenia zaczepów regulacyjnych.

Całkowity przyrost napięcia w transformatorze jest więc równy:

Wadą regulacji napięcia pod obciążeniem realizowanej w głównych punktach zasilania (GPZ) sieci ŚN jest fakt, że zmiana napięcia zasilania dotyczy dużego zbioru stacji, i napięcie zasilające musi być tak dobrane by odchylenia napięć we wszystkich punktach sieci mieściły się w dopuszczalnych granicach, co czasem jest trudne do zrealizowania, ze względu na zróżnicowanie poboru mocy w różnych punktach sieci. Natomiast wadą regulacji napięcia w transformatorach ŚN/nN jest to, że może być realizowana w stanie beznapięciowym, a więc wymaga wyłączenia zasilania odbiorców dla dokonania przełączeń. W związku z tym zmiany położenia zaczepów regulacyjnych są dokonywane rzadko raz lub dwa razy w roku (czasem rzadziej. Utrudnia to dodatkowo proces regulacji napięcia w GPZ. Czasem przy dużych wartościach spadków napięcia w sieci ŚN jest wręcz niemożliwe dobranie odpowiednich nastaw zaczepów transformatorów ŚN/nN (tj. takich, przy których odchylenia napięcia w sieci nN będą się mieścić w dopuszczalnym przedziale). Dla rozwiązania tego problemu konieczne jest stosowanie innych środków zmniejszenia spadków napięcia w sieciach ŚN.

Regulacja za pomocą napięć dodawczych

Jednym z takich środków pozwalających na utrzymanie napięcia w dopuszczalnych granicach, gdy regulacja w GPZ i zmiana zaczepów transformatorów ŚN/nN nie zapewnia utrzymania dopuszczalnych poziomów napięcia, jest instalacja w głębi sieci szeregowych transformatorów regulacyjne. Transformatory te są wyposażone w automatyczne układy regulacji pozwalające na zmianę napięcia w zakresie ±10% w 32 stopniach. Pozwala to na utrzymywanie w danym punkcie sieci zadanego poziomu napięcia niezależnie od zmian obciążenia. Transformatory mogą być budowane jako jednostki jednofazowe lub trójfazowe. Transformatory trójfazowe, ze względu na ciężką budowę i wysokie koszty są rzadko stosowane. Dla regulacji napięcia w sieci trójfazowej stosuje się trzy jednostki połączone w trójkąt co pozwala na regulację napięcia w zakresie ±10%, lub dwie jednostki jednofazowe pracujące w układzie otwartego trójkąta (regulacja napięcia w zakresie ±10%).

Regulacja napięcia przez zmianę impedancji sieci.

Spadek napięcia w linii elektroenergetycznej jest proporcjonalny do prądu (mocy) płynącej płynącego linią i impedancji linii:

lub w %

Z powyższych zależności wynika, że dla zmniejszenia spadku napięcia należałoby zmniejszyć wartość składnika P⋅R, przez zmniejszenie wartości rezystancji R obwodu, zmianę składnika Q⋅X przez zmianę wartości reaktancji X obwodu, lub zmianę obu tych wielkości jednocześnie. Zmniejszenie impedancji obwodu jest możliwe przez okresowe załączenie linii lub transformatorów równoległych jeśli takie istnieją, na czas zwiększonego obciążenia. Możliwa jest też zmiana impedancji przez dokonanie przełączeń w sieci. Należy przy tym zaznaczyć, że przełączenia
w sieci dokonywane są sezonowo, a ich głównym zadaniem jest dostosowanie układu sieci do zmieniającego się obciążenia, a zmniejszenie spadków napięć jest dodatkowym efektem przełączeń.

Zmniejszenie rezystancji linii jest możliwe przez zwiększenie przekroju przewodów,
a więc przez ich wymianę, co wiąże się z przebudową linii, gdyż nie zawsze jest możliwe zawieszenie przewodów o większym przekroju na istniejących konstrukcjach wsporczych. Zmniejszenie reaktancji linii jest możliwe przez zastosowanie baterii kondensatorów włączonych w szereg z linią. Zasadę regulacji napięcia przez zmianę reaktancji sieci przedstawiono na rys. 6.

Rys. 6. Regulacja napięcia przez zmianę impedancji sieci: a) schemat zastępczy linii z włączoną szeregowo baterią kondensatorów; b) wykres napięcia wzdłuż linii; c) wykres wektorowy napięć.

Zgodnie z rys. 6a na podstawie zależności Błąd! Nie można odnaleźć źródła odwołania. po kompensacji mamy:

stąd

stąd

Z powyższych zależności wynika, że dla zupełnego skompensowania spadku napięcia tj. dla uzyskania ΔU₂ = 0 reaktancja baterii powinna być równa:

a gdy korzystamy z mocy:

Analogiczne warunki dla zupełnego skompensowania spadku napięcia otrzymamy wychodząc z zależności na procentowy spadek napięcia.

Podane wyżej zależności są słuszne również dla transformatorów, z tym że reaktancja baterii kondensatorów musi być obliczona na podstawie rezystancji i reaktancji transformatora sprowadzonych na tę stronę transformatora, po której będzie instalowana bateria.

Zaletą tego sposobu regulacji napięcia jest natychmiastowa reakcja na zmianę obciążenia
i dlatego kondensatory szeregowe są chętnie stosowane do ograniczania wartości zmian napięcia powodowanych szybkimi zmianami obciążenia odbiorników „niespokojnych”. Kompensacja szeregowa znalazła też zastosowanie w długich przesyłowych. W tym przypadku celem kompensacji jest zwiększenie (ograniczonej warunkami równowagi pracy układu przesyłowego) zdolności przesyłowej linii, a nie zmniejszenie spadku napięcia.

Do wad kompensacji szeregowej należy zaliczyć możliwość pojawienia się w sieci ferrorezonansu, w wyniku którego mogą się pojawić przepięcia niebezpieczne dla baterii kondensatorów. Przepięcia mogą się również pojawić w czasie zwarć lub wyładowań atmosferycznych. Wynika stąd konieczność stosowania iskierników ochronnych.

Regulacja napięcia przez zmianę rozpływu mocy biernej.

W tym przypadku regulacja napięcia polega na zmianie składowej spadku napięcia powstającej reaktancji elementu sieci w wyniku przepływu przez tę reaktancję składowej biernej indukcyjnej prądu, a więc na zmianie składnika I_b⋅. Prąd bierny płynący przez element sieci można zmienić instalując dodatkowe źródło mocy biernej pojemnościowej w miejscu poboru mocy biernej indukcyjnej. Można to zrobić instalując baterię kondensatorów równoległych lub kompensator synchroniczny. Zasadę regulacji napięcia przez zmianę rozpływu moc y biernej ilustruje rys. 7.

Rys. 7. Zasada regulacji napięcia przez zmianę rozpływu mocy biernej.

stąd

Natomiast gdy spadek napięcia obliczamy korzystając z mocy odpowiednie zależności będą następujące:

stąd

Dla zupełnego skompensowania spadku napięcia tj. dla uzyskania ΔU₂ = 0 załączona na końcu linii moc bierna powinna być równa:

Analogiczną zależność na moc bierną, którą należy załączyć na końcu linii dla całkowitego skompensowania spadku napięcia można wyprowadzić wychodząc z zależności na procentowy spadek napięcia.

Kompensacja mocy biernej oprócz zmniejszenia spadków napięcia zmniejsza również straty mocy w sieci. Kompensacja mocy biernej jest też być wykorzystywana do zwiększenia przesyłu mocy czynnej w sytuacji gdy ze względu na obciążalność długotrwałą nie jest możliwe zwiększenie obciążenia linii, wówczas przy tej samej mocy pozornej możemy zwiększyć obciążenie mocą czynną zmniejszając moc bierną.

Wadą baterii kondensatorów stosowanych do kompensacji mocy biernej jest kwadratowa zależność od napięcia mocy biernej dostarczanej przez baterię. Ze wzrostem obciążenia mocą bierną indukcyjną następuje wzrost spadku napięcia na zaciskach baterii, a w konsekwencji zmniejszenie mocy biernej dostarczanej przez tę baterię. Dla zapewnienia odpowiedniej kompensacji należałoby więc zwiększyć moc baterii. Dlatego baterie kondensatorów budowane były wielostopniowe. Obecnie możliwa jest ciągła regulacja mocy biernej przy pomocy kompensatorów statycznych sterowanych za pomocą układów tyrystorowych. należy tu jednak zaznaczyć, że jest to drogie rozwiązanie i jest stosowane wtedy gdy bateria oprócz funkcji regulacji napięcia spełnia jeszcze inne funkcje. W sieciach przemysłowych baterie do kompensacji mocy biernej wchodzą często w skład filtrów wyższych harmonicznych.

35. Proszę omówić wpływ asymetrii na pracę sieci elektroenergetycznych.

W przypadku obciążenia sieci elektroenergetycznej odbiornikami asymetrycznymi spadki i straty napięcia są różne w różnych fazach, a zatem napięcia przyłożone do zacisków odbiorników są asymetryczne. Napięcia te różnią się wartościami modułów napięć fazowych, a wektory są przesunięte względem siebie o kąty inne niż 120°.

Odbiornikami powodującymi asymetrię napięć w sieci są:

- zespoły odbiorników jednofazowych przyłączonych do linii trójfazowej, np. piece indukcyjne, spawarki transformatorowe, trakcja jednofazowa;

- odbiorniki trójfazowe o asymetrycznym obciążeniu chwilowym, jak np. piece łukowe w okresie topienia wsadu;

- nierównomiernie rozmieszczone liczne odbiorniki jednofazowe włączone między przewody fazowe i neutralny, występujące np. u odbiorców komunalnych zasilanych z sieci niskiego napięcia.

przy czym N jest mocą asymetrii pobieraną dodatkowo z linii przez odbiór asymetryczny.

Wpływ asymetrii na pracę silników i transformatorów

Moment napędowy silnika zasilanego napięciem symetrycznym wywołany jest polem magnetycznym o strumieniu φ wirującym zgodnie z kierunkiem obrotów wirnika.

W przypadku gdy napięcie jest niesymetryczne występują dwa strumienie:

• zgodny φ1 - wirujący w kierunku ruchu obrotowego wirnika

• przeciwny φ2 wywołujący moment M2 o kierunku przeciwnym do M1

Użyteczny moment silnika : M = M1 - M2

Zmniejszeniu ulega także moc silnika zasilanego napięcie asymetrycznym w stosunku do mocy sinika zasilanego napięciem symetrycznym.

[ przy spotykanych wartościach asymetrii napięć zasilających zmniejszenie mocy oraz momentu napędowego wynosi kilka procent ]

Dopuszczalne obciążenie transformatora 3 -faz wynika zazwyczaj z warunku nie przekroczenia wartości prądu znamionowego w najbardziej obciążonej fazie( w tym przypadku wydziela się taka sama ilość ciepła jak przy obciążeniu symetrycznym)

Całkowita ilość ciepła wydzielonego w transformatorze na skutek asymetrii jest mniejsza, przez co możemy zwiększyć obciążenie najbardziej obciążonej fazy(powyżej prądu znamionowego), przy niedociążeniu pozostałych, w ten sposób aby łączna ilość ciepła była taka sama jak przy symetrycznym znamionowym obciążeniu

Metody ograniczenia asymetrii w sieciach elektroenergetycznych

Ograniczenie asymetrii napięć i prądów w systemie ma na celu zmniejszenie niekorzystnych skutków w pracy sieci i odbiorników poprzez symetryzację odbiorników asymetrycznych.

Symetryzacja obciążeń jednofazowych przeprowadza się ją stosując układy statyczne sprzężone:

• elektrycznie (złożone z elementów pojemnościowych i indukcyjnych)

• elektromagnetycznie (złożone z dławików oraz ze specjalnych transformatorów)

Przy wyborze i opracowaniu układu symetryzującego należy kierować się następującymi wymaganiami:

• moc elementów symetryzujących powinna być najmniejsza

• układ powinien zapewniać uzyskanie możliwie dużej wartości współczynnika mocy sieci trójfazowej przy wysokim stopniu skompensowania obciążenia

• układ powinien być prosty i niezawodny

Transformatorowe układy symetryzujące

a) b) c)

Transformatorowe układy symetryzujące do zasilania odbiorów jednofazowych z sieci trójfazowej: a) układ V, b) układ T, c) układ L

Układ Steimetza

Jeżeli odbiornik ma charakter indukcyjny należy skompensować współczynnik mocy odbiornika do wartości równej jedności przez zastosowanie C_k. Powoduje to wzrost strat mocy przeznaczonej na symetryzację sieci.

Układ ten umożliwia symetryzację obciążenia rezystancyjno- inudkcyjnego nieskompensowanego powodując jednoczesne zmniejszenie współczynnika mocy w sieci.

Symetryzacja obciążeń dwufazowych

Transformator Scotta

Układ służy do symetryzacji odbiornika dwufazowego o jednakowym obciążeniu obu faz. Obciążenia są tak włączane, aby prądy kolejności przeciwnej wzajemnie się kompensowały, umożliwiając tym samy zmniejszenie mocy elementów kompensujących.

36. Proszę podać cel i omówić sposoby uziemienia punktu neutralnego w sieciach elektroenergetycznych.

(Celem uziemienia punktu neutralnego w sieciach elektroenergetycznych jest zwiększenie bezpieczeństwa - przyp. red.)

Stosowanie bezpośredniego lub otwartego uziemienia roboczego ma zapewnić bezpieczną dla otoczenia pracę urządzeń w warunkach normalnych i zakłóceniowych, gdy nastąpi przebicie izolacji między uzwojeniami średniego i niskiego napięcia transformatora (rys. 3).

Przepisy krajowe (PBUE) przewidują następujące sposoby łączenia z ziemią punktu neutralnego (p.n.) sieci elektroenergetycznych:

1) sieć z izolowanym punktem neutralnym,

2) sieć kompensowana - z uziemionym przez reaktancję indukcyjną punktem neutralnym,

3) sieć z uziemionym punktem neutralnym.

Sieć z izolowanym punktem neutralnym - jest to sieć nie mająca zamierzonego połączenia p.n. z ziemią albo mająca połączenie p.n. z ziemią przez dużą impedancję urządzeń sygnalizacyjnych, pomiarowych lub zabezpieczeniowych.

Sieć kompensowana - jest to sieć, której p.n. jest połączony z ziemią przez reaktancję indukcyjną (dławik) tak dobraną, aby w przypadku łukowego zwarcia jednofazowego z ziemią następowała kompensacja składowej pojemnościowej prądu, w stopniu umożliwiającym samoczynne gaśnięcie łuku.

Sieć z uziemionym punktem neutralnym - jest to sieć, której p.n. jest połączony z ziemią bezpośrednio albo przez rezystancję lub reaktancję indukcyjną o wartości umożliwiającej:

a) w sieciach średniego i wysokiego napięcia zmniejszenie przepięć ziemnozwarciowych i stworzenie lepszych warunków działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych,

b) w sieciach niskiego napięcia stworzenie właściwych warunków ochrony przeciwporażeniowej w zakłóceniowych stanach pracy.

Wartością charakteryzującą uziemienie punktu neutralnego sieci wysokiego napięcia, obliczoną dla wybranego miejsca w sieci, jest współczynnik zwarcia doziemnego określony wzorem:

gdzie

U_fk - skuteczna wartość najwyższego napięcia o częstotliwości znamionowej, występująca w czasie zwarcia doziemnego między zdrową fazą a ziemią;

U_fn - skuteczna wartość napięcia fazowego, która występuje w miejscu zwarcia w normalnych warunkach ruchowych.

Kryteria oceny różnych sposobów połączenia punktu neutralnego sieci z ziemią

Przy ocenie zalet i wad danego sposobu połączenia punktu neutralnego z ziemią należy brać pod uwagę następujące kryteria:

1) wartość przepięć ziemnozwarciowych,

2) warunki działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych,

3) oddziaływanie prądu ziemnozwarciowego na środowisko,

4) ciągłość dostawy energii do odbiorców,

5) koszty wykonania danego układu połączenia p.n. z ziemią.

37. Proszę omówić kryteria wyboru wartości prądu ziemnozwarciowego w elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych ŚN.

Kryteria wyboru wartości prądu ziemnozwarciowego w sieciach ŚN z trwale uziemionym przez rezystor punktem neutralnym lub kompensowanych z czasowym wymuszaniem czynnej składowej prądu

Na wybór wartości prądu ziemnozwarciowego w wymienionych w tytule sieci wpływają następujące czynniki:

1) zależność wartości przepięć ziemnozwarciowych od wartości i charakteru prądu ziemnozwarciowego

2) zagrożenia porażeniowe prądem ziemnozwarciowym,

3) zagrożenia urządzeń technicznych prądem ziemnozwarciowym,

4) warunki pracy zabezpieczeń ziemnozwarciowych

a) W sieci ŚN z izolowanym punktem neutralnym wartość I^''_k przyjmuje się równą pojemnościowemu prądowi zwarciowemu jednofazowego doziemnego w tej sieci. W kompensowanej sieci ŚN wartość I^''_K przyjmuje się równą 0.2 wartości pojemnościowego prądu jednofazowego zwarcia doziemnego.

b) Przy kompensacji składowej pojemnościowej prądu ziemnozwarciowego występuje prąd resztkowy. Zgodnie z przepisami eksploatacja sieci powinna być prowadzona tak, aby prąd resztkowy nie przekraczał 0.2 wartości całkowitego prądu zwarcia z ziemią, jaki wystąpiłby w tej sieci, gdyby pracowała ona z izolowanym punktem neutralnym.

3. W sieci SN z bezpośrednim lub małooporowym połączeniem jej punktu neutralnego z ziemią za I^''_K przyjmuje się prąd zwarciowy początkowy jednofazowa zwarcia z ziemią.

38. Proszę podać cel oraz omówić metody i środki wykorzystywane do ograniczania prądów ziemnozwarciowych w elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych ŚN.

Celem uziemieniania punktu neutralnego w sieciach elektroenergetycznych jest zwiększenie bezpieczeństwa.

Jakieś głupoty :))))) - to wymyślcie sobie sami

Metody ograniczania prądów ziemnozwarciowych w elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych.

warunki:

• dla sieci o napięciu znamionowym 110 k V

,
(17) (18)

gdzie

X₁ - reaktancja zastępcza układu dla składowej sym.j zgodnej, określona dla danego miejsca jednofazowego zwarcia z ziemią;

X₀ i R₀ - reaktancja i rezystancja dla składowej sym. zerowej określona dla danego miejsca jednofazowego zwarcia z ziemią.

Wartości X₀ i R₀ i X₁ należy obliczać metodą składowych symetrycznych wg PN/E-05002.

Uziemienie bezpośrednie punktu neutralnego tych sieci w sposób spełniający warunki wyrażone nierównościami (17) i (18) gwarantuje:

l) ograniczenie współczynnika zwarcia doziemnego k_e (wzór (1) do wartości k_e < 1.4 w sieciach 110 kV i k_e < 1.3 w sieciach 220 kV i 400 kV (prawe strony nierówności),

2) ograniczenie prądu zwarcia jednofazowego do wartości nie przekraczając wartości prądu zwarcia trójfazowego (lewe strony nierówności).

1

1

• dla sieci o napięciu znamionowym 220 kV i 400 kV

,

Stosunek strat mocy czynnej wywołanych przepływem mocy biernej do strat mocy czynnej wywołanych przepływem mocy czynnej dla różnych wartości współczynnika mocy

---